Innergex publie ses résultats du troisième trimestre 2015

• Le BAIIA ajusté augmente de 11 % à 144,9 M$ pour la période de neuf mois malgré une diminution de 6 % à 48,6 M$ pour le trimestre
• Un financement par emprunts sans recours à taux fixe de 311,7 M$ est conclu pour le projet éolien Mesgi'g Ugju's'n de 150 MW, au Québec
• 100,0 M$ de débentures convertibles portant intérêt à 4,25 % sont émises et 79,6 M$ de débentures convertibles en circulation portant intérêt à 5,75 % sont rachetées ou converties
• 706 297 actions ordinaires sont rachetées aux fins d'annulation dans le cadre de l'offre publique de rachat dans le cours normal des activités
• En octobre, une déclaration commune d'intention est signée avec la Commission fédérale d'électricité du Mexique afin d'étudier conjointement plusieurs occasions de projets d'énergies renouvelables

LONGUEUIL, QC, le 10 nov. 2015 /CNW Telbec/ - Innergex énergie renouvelable inc. (TSX: INE) (« Innergex » ou la « Société ») publie aujourd'hui ses résultats d'exploitation et financiers pour le troisième trimestre clos le 30 septembre 2015.

« Nous atteignons nos cibles tant pour les résultats d'exploitation des neuf premiers mois de l'exercice que pour le développement des projets », déclare Michel Letellier, président et chef de la direction de la Société. « Nous avons complété l'important programme de financement de plus d'un milliard de dollars entrepris il y a un an visant cinq projets en développement. Nous sommes extrêmement heureux d'avoir mis en service la centrale hydroélectrique Tretheway Creek de 21,2 MW selon l'échéancier et en deçà du budget. Enfin, l'entente que nous avons signé avec la Commission fédérale d'électricité du Mexique constitue la première étape vers l'établissement d'une présence à long terme dans ce marché », ajoute M. Letellier.

RÉSULTATS D'EXPLOITATION

Les montants sont exprimés en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire.	Périodes de trois mois closes le 30 septembre				Périodes de neuf mois closes le 30 septembre
	2015		2014		2015		2014
Production d'électricité (MWh)	777 975		826 617		2 340 575		2 142 547
Moyenne à long terme (MWh)	849 747		849 838		2 363 711		2 283 675
Produits	62 680		66 371		190 578		173 619
BAIIA ajusté^1	48 550		51 668		144 920		130 814
Bénéfice net (perte nette)	1 316		(4 518)		(13 988)		(56 812)
Bénéfice net (perte nette), $ par action - de base^2	0,04		(0,02)		(0,06)		(0,42)
					12 derniers mois clos le 30 septembre
					2015		2014
Flux de trésorerie disponibles^1					84 217		51 674
Ratio de distribution^1					74	%	113	%
^1 Veuillez vous reporter à la rubrique « Mise en garde sur les mesures non conformes aux IFRS » pour la définition du BAIIA ajusté, des Flux de trésorerie disponibles et du Ratio de distribution.
^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.

Production d'électricité

Pour la période de trois mois close le 30 septembre 2015, la production d'électricité a atteint 778 GWh, soit 92 % de la production moyenne à long terme (PMLT) de 850 GWh. Dans l'ensemble, les centrales hydroélectriques ont produit 87 % de leur PMLT, en raison principalement de débits d'eau inférieurs à la moyenne en Colombie-Britannique, partiellement contrebalancés par des débits d'eau supérieurs à la moyenne au Québec et en Ontario. Dans l'ensemble, les parcs éoliens ont produit 119 % de leur PMLT, en raison principalement de régimes de vent supérieurs à la moyenne. Le parc solaire Stardale a produit 103 % de sa PMLT, en raison principalement de régimes solaires supérieurs à la moyenne. La diminution de la production de 6 % par rapport à la même période l'an dernier est attribuable principalement aux débits d'eau inférieurs dans la plupart des marchés, à l'exception du Québec, et aux régimes de vent moins élevés.

Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015, la production d'électricité a atteint 2 341 GWh, soit 99 % de la PMLT de 2 364 GWh. Dans l'ensemble, les centrales hydroélectriques ont produit 96 % de leur PMLT, en raison principalement de débits d'eau inférieurs à la moyenne dans tous les marchés, à l'exception du Québec. Dans l'ensemble, les parcs éoliens ont produit 111 % de leur PMLT, en raison principalement de régimes de vent supérieurs à la moyenne. Le parc solaire Stardale a produit 103 % de sa PMLT, en raison principalement de régimes solaires supérieurs à la moyenne. L'augmentation de la production de 9% par rapport à la même période l'an dernier est attribuable principalement aux débits d'eau supérieurs au Québec et en Colombie-Britannique, aux régimes de vent plus élevés ainsi qu'à l'apport de la centrale hydroélectrique SM-1 acquise en juin 2014.

Produits

Pour la période de trois mois close le 30 septembre 2015, la Société a enregistré des produits de 62,7 M$ comparativement à 66,4 M$ en 2014. Cette diminution de 6 % est attribuable principalement à des débits d'eau inférieurs dans tous les marchés, à l'exception du Québec, et aux régimes de vent moins élevés.

Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015, la Société a enregistré des produits de 190,6 M$ comparativement à 173,6 M$ en 2014. Cette augmentation de 10 % est attribuable principalement à des débits d'eau supérieurs au Québec et en Colombie-Britannique, aux régimes de vent plus élevés ainsi qu'à l'apport de la centrale hydroélectrique SM-1 acquise en juin 2014.

BAIIA ajusté

Pour la période de trois mois close le 30 septembre 2015, le BAIIA ajusté de la Société s'est établi à 48,6 M$, comparativement à 51,7 M$ pour la même période l'an dernier. Cette diminution de 6 % est en phase avec la baisse de la production et des produits expliquée plus haut. Par conséquent, la marge du BAIIA ajusté est demeurée stable pour se situer à 77,5 %, comparativement à 77,8 %.

Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015, le BAIIA ajusté de la Société s'est établi à 144,9 M$, comparativement à 130,8 M$ pour la même période l'an dernier. Cette augmentation de 11 % est en phase avec la hausse de la production et des produits expliquée plus haut et tient compte également de la hausse moins importante des charges d'exploitation. Par conséquent, la marge du BAIIA ajusté a augmenté pour passer de 75,3 % à 76,0 %

Bénéfice net (Perte nette)

Exclusion faite de la perte réalisée sur instruments financiers dérivés (« Dérivés ») et du profit net latent ou de la perte nette latente sur Dérivés, ainsi que de l'impôt qui s'y rapporte, le bénéfice net pour les périodes de trois et de neuf mois closes le 30 septembre 2015 se serait établi à 3,9 M$ et 17,5 M$ respectivement, comparativement à un bénéfice net de 7,1 M$ et 5,1 M$ respectivement en 2014. La baisse du bénéfice net pour la période de trois mois est attribuable principalement aux niveaux de production inférieurs, tandis que l'augmentation du bénéfice net pour la période de neuf mois est attribuable surtout à l'accroissement de la production, à la hausse moins prononcée des charges d'exploitation et à la diminution des intérêts compensatoires sur les obligations à rendement réel.

Pour la période de trois mois close le 30 septembre 2015, la Société a enregistré un bénéfice net de 1,3 M$ (bénéfice net de base et dilué de 0,04 $ par action), comparativement à une perte nette de 4,5 M$ (perte nette de base et diluée de 0,02 $ par action) en 2014. Ce résultat est attribuable principalement à l'incidence négative moins importante des instruments financiers dérivés, soit une perte réalisée de 27,0 M$ sur Dérivés partiellement contrebalancée par un profit latent de 24,3 M$ sur Dérivés, comparativement à une perte réalisée de 8,4 M$ et une perte nette latente de 6,9 M$ sur Dérivés l'année précédente.

Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015, la Société a enregistré une perte nette de 14,0 M$ (perte nette de base et diluée de 0,06 $ par action), comparativement à une perte nette de 56,8 M$ (perte nette de base et diluée de 0,42 $ par action) en 2014. Ce résultat est attribuable principalement à l'incidence négative moins importante des Dérivés, soit une perte réalisée de 119,6 M$ sur Dérivés partiellement contrebalancée par un profit latent de 79,4 M$ sur Dérivés, comparativement à une perte réalisée de 8,4 M$ et une perte latente de 72,1 M$ sur Dérivés l'année précédente.

Flux de trésorerie disponibles et Ratio de distribution

Pour les 12 derniers mois clos le 30 septembre 2015, la Société a généré des Flux de trésorerie disponibles de 84,2 M$, comparativement à 51,7 M$ pour la période correspondante l'année précédente. Cette augmentation est attribuable principalement à un accroissement des flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation, compte non tenu des variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement d'exploitation et des pertes réalisées sur Dérivés, partiellement contrebalancé par des remboursements prévus de capital sur la dette plus élevés.

Le Ratio de distribution représente les dividendes déclarés sur les actions ordinaires divisés par les Flux de trésorerie disponibles. Pour les 12 derniers mois clos le 30 septembre 2015, les dividendes déclarés sur les actions ordinaires ont représenté 74 % des Flux de trésorerie disponibles, comparativement à 113 % pour la même période l'an dernier. Cette amélioration est attribuable principalement à la hausse des Flux de trésorerie disponibles expliquée précédemment, qui a plus que contrebalancé l'augmentation des dividendes découlant du plus grand nombre d'actions ordinaires en circulation en vertu du RRD, de l'émission de 4 027 051 actions ordinaires de la Société en juin 2014 aux fins du paiement de l'acquisition de la centrale hydroélectrique SM-1 et de l'émission de 3 653 422 actions ordinaires de la Société à la conversion, au gré du porteur, des débentures convertibles portant intérêt à 5,75 %.

PROJETS EN DÉVELOPPEMENT

Projet hydroélectrique Tretheway Creek

Les travaux de construction de cette centrale hydroélectrique ont débuté en octobre 2013. Au cours des derniers mois, les travaux de construction et les activités de mise en service ont été complétés, dans les délais et environ 7,0 M$ en deçà du budget. La centrale a été mise en service avec une date de mise en service applicable du 27 octobre 2015.

Projets hydroélectriques Upper Lillooet River et Boulder Creek (le « Projet hydroélectrique Upper Lillooet » ou « ULHP »)

Les travaux de construction des centrales hydroélectriques Upper Lillooet River et Boulder Creek ont débuté en octobre 2013. Le 17 mars 2015, la Société a annoncé la conclusion d'un financement sans recours de 491,6 M$ en prêts à la construction et à terme pour les deux projets. Les travaux de construction ont repris entièrement après avoir été interrompus pendant deux mois à la suite d'un feu de forêt ayant atteint la zone le 4 juillet. Heureusement, le feu a causé des dommages très limités sur le site du projet et l'ensemble des structures et de l'équipement est demeuré intact, à l'exception d'une partie de la ligne de transport reliant les deux centrales. L'installation de la ligne de transport conjointe ainsi que la construction des deux centrales, des prises d'eau et des tunnels progressent à un bon rythme. La Société et les entrepreneurs collaborent étroitement pour modifier les échéanciers des travaux et le chantier pourrait demeurer ouvert pendant l'hiver afin de permettre de rattraper une partie du temps perdu. Le processus de demande de règlement d'assurance est en cours, mais il faudra du temps pour le mener à terme. En tout état de cause, la Société s'attend à être indemnisée et ne prévoit pas subir de conséquences financières défavorables importantes à la suite du feu de forêt.

Projet hydroélectrique Big Silver Creek

Les travaux de construction de cette centrale hydroélectrique ont débuté en juin 2014. L'excavation du tunnel et l'installation de la conduite forcée sont terminées, et la construction de la centrale et l'approvisionnement du matériel électrique et des turbines progressent comme prévu. Le 22 juin 2015, la Société a annoncé la conclusion d'un financement sans recours de 197,2 M$ en prêts à la construction et à terme pour ce projet

Projet éolien Mesgi'g Ugju's'n

Les travaux de construction de ce parc éolien ont débuté en mai 2015. Les routes d'accès ont été aménagées ou modernisées et l'excavation des fondations et le coulage du béton sont terminés pour tous les emplacements des turbines. Le 28 septembre 2015, la Société et son partenaire ont annoncé la conclusion d'un financement sans recours de 311,7 M$ en prêts à la construction et à terme pour ce projet.

ÉVÈNEMENT POSTÉRIEUR À LA FIN DU TRIMESTRE

Protocole d'entente avec la Comisión Federal de Electricidad du Mexique

Le 13 octobre 2015, la Société a signé une déclaration commune d'intention avec la Comisión Federal de Electricidad (« CFE ») du Mexique afin d'étudier conjointement plusieurs occasions de projets d'énergies renouvelables au Mexique, dans le but de développer ensemble des projets sélectionnés. L'objectif principal de cette entente est de coordonner les efforts et de développer des activités permettant à Innergex et CFE de définir leur participation conjointe dans le développement de projets potentiels d'énergies renouvelables, particulièrement de petites centrales hydroélectriques de moins de 200 MW.

DÉCLARATION DE DIVIDENDE

Le tableau suivant présente les dividendes qui seront versés par la Société le 15 janvier 2016 :

Date de l'annonce	Date de clôture des registres	Date du paiement	Dividende par action ordinaire	Dividende par Action privilégiée de série A	Dividende par Action privilégiée de série C
10 novembre 2015	31 décembre 2015	15 janvier 2016	0,1550 $	0,3125 $	0,359375 $

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE - RAPPEL

La Société tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion aujourd'hui, le mardi 10 novembre 2015 à 16 h HNE. M. Michel Letellier, président et chef de la direction d'Innergex, et M. Jean Perron, chef de la direction financière, présenteront alors les résultats du troisième trimestre de 2015. 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 34 centrales en exploitation d'une puissance installée nette totale de 708 MW (puissance brute de 1 216 MW), dont 27 centrales hydroélectriques, six parcs éoliens et un parc solaire photovoltaïque; ii) des intérêts dans quatre projets en développement ou en construction d'une puissance installée nette totale de 187 MW (puissance brute de 297 MW), pour lesquels des contrats d'achat d'électricité ont été obtenus; et iii) des projets potentiels d'une puissance nette totale de 3 190 MW (puissance brute de 3 330 MW). Innergex énergie renouvelable inc. est notée BBB- par S&P.

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 attrayant rendement ajusté au risque, 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 de neuf mois closes le 30 septembre 2015 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 les capacités de production et de génération de liquidités de la Société, sa capacité à maintenir les dividendes actuels et à les augmenter et sa capacité à financer sa croissance. De plus, ces indicateurs facilitent la comparaison des résultats pour différentes périodes. Le BAIIA ajusté, les Flux de trésorerie disponibles et le Ratio de distribution ne sont pas des mesures reconnues par les IFRS et n'ont pas de définition normalisée prescrite par les IFRS. Les références au « BAIIA ajusté » dans le présent communiqué visent les produits d'exploitation 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 déduction faite 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 Limited Partnership pour des services de transmission devant être fournis à d'autres installations détenues par la Société tout au long de leur CAÉ, plus ou moins d'autres éléments qui se sont pas représentatifs de la capacité de génération de trésorerie à long terme de la Société, tels que les coûts de transaction liés à des acquisitions (qui sont financés au moment de l'acquisition) et les pertes ou profits réalisés sur instruments financiers dérivés utilisés pour fixer les taux d'intérêt sur les dettes liées aux projets ou le taux de change sur l'achat d'équipement. 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 bénéfice 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.

Mise en garde concernant l'information prospective

En vue d'informer les lecteurs sur les perspectives d'avenir de la Société, ce communiqué contient de l'information prospective au sens des lois sur les valeurs mobilières (l'« information prospective »). L'information prospective 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. L'information prospective 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, afin d'informer les lecteurs de l'impact financier potentiel des projets en développement, de l'annonce de l'émission de débentures convertibles et de l'avis de rachat des débentures existantes. Cette information peut ne pas être appropriée à d'autres fins.

L'information prospective dans ce communiqué est basée sur certaines hypothèses principales 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

Coûts de projets estimés, obtention des permis, début des travaux de construction, travaux à réaliser et début de la mise en service des Projets en développement ou des Projets potentiels La Société fait une estimation des coûts pour chaque projet en développement, fondée sur sa grande expérience en tant que promoteur, les coûts internes différentiels ayant un lien direct avec le projet, les coûts d'acquisition de sites et les coûts de financement, lesquels sont éventuellement ajustés en fonction des prévisions de coûts fournies par l'entrepreneur en ingénierie, approvisionnement et construction (IAC) retenu pour le projet. La Société fournit des indications sur les calendriers de réalisation et les progrès de la construction de ses projets en développement et des indications sur ces Projets potentiels, compte tenu de sa grande expérience en tant que promoteur.

Exécution par les contreparties, par exemple les entrepreneurs IAC Retards et dépassements de coûts dans la conception et la construction des projets Obtention des permis Approvisionnement en matériel Fluctuations des taux d'intérêt et risque lié au financement Relations avec les parties prenantes Risques règlementaires et politiques Taux d'inflation plus élevé que prévu Catastrophe naturelle

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 visant à créer de la valeur pour ses actionnaires; sa capacité de lever des capitaux supplémentaires et l'état des marchés de capitaux; le risque de liquidité associé aux instruments financiers dérivés; les variations des régimes hydrologiques, éoliens et solaires; les délais et dépassements de coûts dans la conception et la construction de projets; l'incertitude quant au développement de nouvelles installations; la variabilité du rendement des installations et les pénalités afférentes, les risques liés à la croissance et à l'expansion des marchés étrangers; le caractère suffisant des limites et exclusions de la couverture d'assurance; et la capacité d'obtenir de nouveaux contrats d'achat d'électricité ou de renouveler les contrats existants.

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 pas de 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.

SOURCE Innergex énergie renouvelable inc.

Marie-Josée Privyk, CFA, CPPD, Directrice - Communications et Développement durable, 450 928-2550, poste 222, [email protected]; www.innergex.com