LONGUEUIL, QC, le 20 juin 2014 /CNW Telbec/ - Innergex énergie renouvelable inc. (TSX: INE) (« Innergex » ou la « Société ») et le Régime de rentes du Mouvement Desjardins (« Desjardins ») ont complété l'acquisition au Groupe de sociétés Hydroméga (« Hydroméga ») de la centrale hydroélectrique au fil de l'eau Sainte-Marguerite-1 (« SM-1 ») située au Québec, Canada. La transaction est clôturée sous écrou aujourd'hui jusqu'à ce que certaines conditions habituelles de libération soient remplies, ce qui devrait se produire au cours des prochains jours ouvrables.
« L'acquisition de la centrale SM-1 nous procure à la fois un apport immédiat aux flux de trésorerie et un actif hydroélectrique de qualité ayant une valeur à long terme très élevée. De plus, nous sommes très heureux d'avoir conçu une structure de transaction qui nous permet de compétitionner pour l'acquisition d'infrastructures d'énergies renouvelables aux prix courants, tout en profitant du faible coût de capital et de l'horizon à long terme d'un fonds de pension, ainsi que de notre expertise en tant qu'exploitant, pour réaliser un taux de rendement interne après impôt attrayant pour nos actionnaires. Nous avons l'intention de reproduire cette structure pour de futures acquisitions d'actifs d'énergies renouvelables », déclare M. Michel Letellier, président et chef de la direction d'Innergex.
« Le Régime de rentes du Mouvement Desjardins est fier de s'associer à Innergex pour un investissement de cette nature ici, au Québec », déclare Sylvain Gareau, vice-président et responsable du régime. « Nous sommes associés à Innergex depuis ses débuts et ce partenariat est important, pour notre organisation et nos participants. Notre portefeuille d'actifs en infrastructure approche d'un milliard de dollars et est en pleine expansion. Nous sommes devenus, au cours des cinq dernières années, un acteur important dans cette classe d'actif au Canada », ajoute M. Gareau.
Bénéfices de l'acquisition pour la Société
Description de l'actif acquis
La centrale hydroélectrique SM-1 de 30,5 MW est située sur des terres privées près de la ville de Sept-Îles, au Québec. Sa production moyenne annuelle prévue atteindra 166 500 MWh, lorsqu'aura été complété un programme d'améliorations des immobilisations déjà amorcé. La centrale a été mise en service en 1993 avec une turbine d'une puissance installée de 8,5 MW; deux autres turbines installées en 2002 fournissent une puissance installée additionnelle de 22,0 MW. Toute l'électricité que produit la centrale fait l'objet de deux contrats d'achat d'électricité à prix fixe de 25 ans avec Hydro-Québec : le premier pour 8,5 MW, dont le prix est augmenté annuellement de 3 % à 6 %, vient à échéance en 2018; le deuxième pour 22,0 MW, dont le prix est augmenté annuellement de 2 %, vient à échéance en 2027. Ces deux contrats d'achat d'électricité contiennent une clause de renouvellement pour un nouveau terme de 25 ans. Les droits d'utilisation de l'eau sont perpétuels. De plus, les débits d'eau de la rivière Sainte-Marguerite, régulés en raison de l'exploitation, en amont, de la centrale hydroélectrique Sainte-Marguerite-3 de 800 MW d'Hydro-Québec, donnent lieu à une production régulière tout au long de l'année. La centrale SM-1 devrait générer des revenus annualisés de l'ordre de 11,0 M$ et un BAIIA ajusté de l'ordre de 9,0 M$.
Programme d'améliorations des immobilisations
Hydroméga a entrepris un programme d'améliorations des immobilisations de 5,2 M$, qui comprend l'installation d'une rehausse à crête variable sur le barrage existant et qui permettra d'augmenter de 9 %, ou 14 000 MWh, la production moyenne annuelle prévue de la centrale à 166 500 MWh. Les travaux ont commencé en mai et devraient se terminer à la fin de l'année; la perte de revenus prévue durant la construction est reflétée dans le programme d'améliorations des d'immobilisations, lequel sera financé à parts égales par la Société et Desjardins.
Partenariat avec Desjardins
La Société et Desjardins détiennent respectivement 50,01 % et 49,99 % des unités ordinaires d'Innergex Sainte-Marguerite, S.E.C. (la « Société en commandite »). En même temps que l'acquisition de la centrale SM-1, Desjardins a souscrit à une débenture émise par la Société en commandite pour un produit d'environ 40,4 M$. Cette débenture porte un taux d'intérêt de 8,0 %, n'a aucun plan de remboursement prédéterminé et vient à échéance en 2064.
Modalités de l'acquisition
Le coût d'achat de la centrale SM-1 est d'environ 82,1 M$, plus la prise en charge d'une dette liée au projet sans recours de 30,8 M$, qui porte un taux d'intérêt de 7,4 % et vient à échéance en 2025. Cette dette sera ajustée à sa juste valeur marchande lors de la consolidation aux états financiers de la Société. De plus, le coût d'achat final sera réduit du montant des flux de trésorerie nets générés par la centrale depuis le 1er janvier 2014 et qui sont attribuables aux acheteurs.
Le coût d'achat de l'ordre de 82,1 M$ a été acquitté comme suit : environ 40,4 M$ en espèces et environ 41,7 M$ par l'émission d'unités privilégiées de la Société en commandite, que le vendeur a immédiatement transférées à Innergex en échange de 4 027 051 actions ordinaires de la Société nouvellement émises à un prix de 10,36 $ l'action. Les unités privilégiées de la Société en commandite que détient Innergex portent un taux de distribution privilégiée de 10,5 % jusqu'au 1er janvier 2024 et de 11,3 % par la suite.
En même temps que la clôture de l'acquisition, le vendeur a utilisé une partie du produit en espèces pour rembourser à la Société le dépôt de 25,0 M$ qu'il avait reçu en juillet 2012, plus les intérêts courus de 3,5 M$. Innergex utilisera ce produit pour réduire le solde de sa facilité à terme de crédit rotatif. Le remboursement de ce dépôt met un terme à la lettre d'intention et à la période d'exclusivité dont disposait la Société à l'égard d'autres actifs d'Hydroméga.
Concurremment, la sûreté de second rang offerte par la centrale SM-1 pour un des autres projets d'Hydroméga a été levée.
Distributions des flux de trésorerie
Jusqu'au 1er janvier 2024, les flux de trésorerie générés chaque année par la centrale, nets du paiement du capital et des intérêts sur la dette liée au projet, serviront d'abord à acquitter la distribution privilégiée à la Société; le solde des flux de trésorerie servira ensuite à acquitter les frais d'intérêt à Desjardins; tout solde de flux de trésorerie sera ensuite distribué aux partenaires sur une base de 50,01 % - 49,99 %. Les distributions privilégiées impayées seront accumulées et les frais d'intérêt impayés seront accumulés et composés.
À partir de 2024, les flux de trésorerie générés chaque année par la centrale, nets du paiement du capital et des intérêts sur la dette liée au projet, s'il y a lieu, seront distribués entre les partenaires, afin d'acquitter la distribution et les intérêts sur la débenture concurremment. Tout solde de flux de trésorerie sera ensuite distribué aux partenaires sur une base de 50,01 % - 49,99 %.
En tenant compte de la distribution privilégiée et des frais d'exploitation et de gestion qu'elle recevra et qui seront ajustés chaque année pour l'inflation, la Société estime que cette acquisition devrait contribuer environ 5,0 M$ annuellement à ses Flux de trésorerie disponibles et devrait réduire son Ratio de distribution d'environ trois points de pourcentage.
À propos du Régime de rentes du Mouvement Desjardins
Le Régime de rentes du Mouvement Desjardins, par son fiduciaire le Comité de retraite, offre un régime de retraite à prestations déterminées à plus de 57 000 participants. Avec un actif net de 8,3 G$ au 31 décembre 2013, le Régime de rentes du Mouvement Desjardins se situe au 8e rang des régimes de retraite privés au Canada. Au 31 décembre 2013, la valeur marchande de son portefeuille de placements en infrastructures était de 800,0 M$.
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 33 centrales en exploitation d'une puissance installée nette totale de 687 MW (puissance brute de 1 194 MW), dont 26 centrales hydroélectriques, six parcs éoliens et un parc solaire photovoltaïque; ii) des intérêts dans cinq projets en développement ou en construction d'une puissance installée nette totale de 210 MW (puissance brute de 321 MW), pour lesquels des contrats d'achat d'électricité ont été obtenus; et iii) des projets potentiels d'une puissance nette totale de 2 900 MW (puissance brute de 3 125 MW). Innergex énergie renouvelable inc. est notée BBB- par S&P et BB (élevé) par DBRS (notation non sollicitée).
La stratégie de création de valeur pour les actionnaires de la Société est de développer ou d'acquérir des installations de production d'énergie renouvelable de grande qualité qui génèrent des flux de trésorerie constants et un rendement sur le capital élevé, et de distribuer un dividende stable.
Mesures financières non conformes aux IFRS
Les lecteurs sont mis en garde que le BAIIA ajusté, les Flux de trésorerie disponibles et le Ratio de distribution ne sont pas des mesures reconnues par les Normes internationales d'information financière (IFRS) et n'ont pas de définition normalisée prescrite par celles-ci, 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. Les références au « BAIIA ajusté » visent les produits moins les charges d'exploitation, les frais généraux et administratifs et les charges liées aux projets potentiels. Les références aux « Flux de trésorerie disponibles » visent les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation avant la variation des éléments hors trésorerie du fonds de roulement d'exploitation, moins les dépenses en immobilisations liées à l'entretien et nettes des produits de cession, le remboursement prévu du capital de la dette, les dividendes déclarés sur les actions privilégiées et la portion des Flux de trésorerie disponibles attribuée aux participations ne donnant pas le contrôle, plus les entrées de trésorerie perçues par Harrison Hydro L.P. pour des services de transmission devant être fournis à d'autres installations détenues par la Société tout au long de leur contrat d'achat d'électricité, plus ou moins d'autres éléments tels que les coûts de transaction liés à des acquisitions (qui sont financés au moment de l'acquisition) et les pertes ou gains réalisés sur instruments financiers dérivés utilisés pour fixer les taux d'intérêt sur les dettes liées aux projets. Les références au « Ratio de distribution » visent les dividendes déclarés sur les actions ordinaires divisés par les Flux de trésorerie disponibles. Les lecteurs sont avisés que le BAIIA ajusté ne doit pas être considéré comme un substitut au résultat net et que les Flux de trésorerie disponibles ne doivent pas être considérés comme un substitut aux flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation, déterminés conformément aux IFRS.
Information prospective
En vue d'informer les lecteurs sur les perspectives d'avenir de la Société, ce communiqué contient de l'information prospective, laquelle se reconnaît généralement à l'emploi de termes tels que : « prévu », « pourrait », « devrait », « estime », « anticipe », « planifie », « prévoit », « intention » ou « croit », ou d'autres termes semblables indiquant que certains événements pourraient se produire ou pas. Elle exprime les projections ou attentes de la Société à l'égard d'événements ou de résultats futurs, en date du présent communiqué. Elle comprend de l'information financière prospective, telle que la production d'électricité, les produits, le BAIIA ajusté, les coûts du programme d'améliorations des immobilisations, l'apport au Flux de trésorerie disponibles et la réduction du Ratio de distribution prévus, afin d'informer les lecteurs de l'impact financier potentiel de l'acquisition de la centrale hydroélectrique SM-1. Cette information peut ne pas être appropriée à d'autres fins.
Les risques importants et les incertitudes importantes pouvant entraîner un écart considérable entre les résultats et les développements réels, d'une part, et l'information prospective présentée dans ce communiqué, d'autre part, sont expliqués dans la Notice annuelle de la Société sous la rubrique « Facteurs de risque » et comprennent, sans s'y limiter : la capacité de la Société à mettre en œuvre sa stratégie; sa capacité à accéder à des ressources en capital suffisantes; le risque de liquidité associé aux instruments financiers dérivés; les fluctuations des régimes hydrologiques, éoliens et solaires; les délais et dépassements de coûts dans la conception et la construction de projets; la capacité de développer de nouvelles installations; la variabilité du rendement des installations et les pénalités afférentes; la possibilité de responsabilités non divulguées liées à l'acquisition de la centrale SM-1; la capacité d'intégrer l'installation acquise; le défaut de réaliser les avantages de cette acquisition; et le défaut de libérer l'écrou.
L'information prospective dans ce communiqué est basée sur certaines principales hypothèses formulées par la Société. Le tableau ci-dessous présente les informations prospectives contenues dans ce communiqué, les principales hypothèses dont découlent ces informations et les principaux risques et les principales incertitudes qui pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent considérablement de ces informations.
| Principales hypothèses | Principaux risques et principales incertitudes | |
| Production, produits et BAIIA ajusté prévus Pour chaque installation, la Société détermine une production moyenne à long terme (PMLT) d'électricité, sur une base annuelle, pendant la durée de vie prévue de l'installation, fondée sur plusieurs facteurs qui incluent, sans s'y limiter, les débits observés historiquement sur le cours d'eau, les régimes de vent ou l'ensoleillement historiques, la technologie des turbines ou des panneaux solaires, la puissance installée, les pertes d'énergie, les caractéristiques opérationnelles et l'entretien. Bien que la production fluctue d'une année à l'autre, elle devrait être proche de la PMLT estimée sur une période prolongée. Ensuite, la Société détermine les produits annuels prévus pour chaque installation en multipliant sa PMLT par un prix de l'électricité stipulé dans le contrat d'achat d'électricité conclu avec une société de services publics ou une autre contrepartie solvable. Ces contrats définissent un prix de base et, dans certains cas, un ajustement du prix qui dépend du mois, du jour et de l'heure de livraison. Dans la plupart des cas, les contrats d'achat d'électricité prévoient également un rajustement annuel en fonction de l'inflation fondé sur une partie de l'Indice des prix à la consommation. Ensuite, la Société détermine le résultat opérationnel annuel (le BAIIA ajusté de l'installation) en soustrayant des produits estimés les charges d'exploitation annuelles prévues, qui sont constituées principalement des salaires des opérateurs, des primes d'assurance, des charges liées à l'exploitation et à l'entretien, des impôts fonciers et des redevances; à l'exception des charges d'entretien, ces charges sont prévisibles et relativement fixes et varient essentiellement en fonction de l'inflation. |
Évaluation inadéquate des ressources hydrauliques, éoliennes et solaires et de la production d'énergie connexe Variations des régimes hydrologiques, éoliens et solaires Défaillance du matériel ou activités d'exploitation et d'entretien imprévues Variations saisonnières imprévues de la production et des livraisons d'électricité Variabilité de la performance des installations et pénalités qui s'y rattachent Variations des frais liés aux permis d'utilisation de l'eau et aux droits de propriété foncière Charges d'entretien imprévues Taux d'inflation moins élevé que prévu |
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| Programme d'améliorations des immobilisations prévu La Société fait une estimation des coûts du programme d'améliorations des immobilisations fondée sur les prévisions de coûts fournies par l'entrepreneur, et elle fournit des indications sur le calendrier de réalisation, les progrès de la construction et les apports prévus compte tenu de sa grande expérience en tant que promoteur. |
Exécution par les contreparties, par exemple l'entrepreneur Retards et dépassements de coûts dans la réalisation des améliorations des immobilisations Approvisionnement en matériel |
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| Flux de trésorerie disponibles et Ratio de distribution prévus La Société estime les Flux de trésorerie disponibles comme étant les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation avant la variation des éléments hors trésorerie du fonds de roulement d'exploitation prévus, moins les dépenses en immobilisations liées à l'entretien prévues et nettes des produits de cession, le remboursement prévu du capital de la dette, les dividendes déclarés sur les actions privilégiées et la portion des Flux de trésorerie disponibles attribuée aux participations ne donnant pas le contrôle, plus les entrées de trésorerie perçues par Harrison Hydro L.P. pour des services de transmission devant être fournis à d'autres installations détenues par la Société tout au long de leur contrat d'achat d'électricité. Elle effectue d'autres ajustements correspondant aux entrées ou aux sorties de trésorerie qui ne sont pas représentatives de la capacité de génération de trésorerie à long terme de la Société, tels que le rajout des coûts de transaction liés à des acquisitions (qui sont financés au moment de l'acquisition) et le rajout des pertes ou le retrait des gains réalisés sur instruments financiers dérivés utilisés pour fixer les taux d'intérêt sur les dettes liées aux projets. La Société estime le Ratio de distribution en divisant les dividendes annuels déclarés sur les actions ordinaires par les Flux de trésorerie disponibles prévus. |
Un BAIIA ajusté inférieur aux attentes en raison des risques et incertitudes mentionnés ci-dessus, ainsi que de charges liées aux projets potentiels plus élevées que prévu Des coûts de projets supérieurs aux attentes en raison de l'exécution par les contreparties et de retards et dépassements de coûts dans la conception et la construction des projets Risques réglementaires et politiques Disponibilité du financement et fluctuations des taux d'intérêt Effet de levier financier et clauses restrictives afférentes aux dettes actuelles et futures Charges d'entretien imprévues Déclaration de dividendes à la discrétion du conseil d'administration |
Bien que la Société soit d'avis que les attentes exprimées dans l'information prospective sont fondées sur des hypothèses raisonnables et valides, les lecteurs de ce communiqué sont mis en garde de ne pas se fier indûment à cette information prospective, car il n'existe aucune garantie qu'elle s'avère correcte. La Société ne s'engage nullement à mettre à jour ni à réviser l'information prospective pour tenir compte d'événements ou de circonstances postérieurs à la date du présent document ou par suite d'événements imprévus, à moins que la Loi ne l'exige.
Bas de vignette : "Centrale hydroélectrique SM-1, au Québec (Groupe CNW/Innergex énergie renouvelable inc.)". Lien URL de l'image : http://photos.newswire.ca/images/download/20140620_C8186_PHOTO_FR_41625.jpg
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
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À propos d’Innergex énergie renouvelable Inc. Innergex croit en un monde dans lequel de l’énergie renouvelable abondante favorise des communautés plus saines et encourage le partage de la prospérité depuis maintenant plus de 30 ans. À titre de producteur indépendant...
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