INNERGEX T2 2022 : DES ACQUISITIONS QUI CONTINUENT DE CONCRÉTISER LEURS PROMESSES

• Acquisition des parcs éoliens d'Aela au Chili au T2 2022, ce qui a permis d'ajouter une puissance nette de 332 MW
• Lancement de la construction du projet de stockage d'énergie par batteries Salvador d'une capacité de 50 MW/250 MWh au Chili au T2 2022
• Mise en service de l'installation de stockage d'énergie par batteries Tonnerre en France de 9 MW/9 MWh au T3 2022

Tous les montants sont exprimés en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire.

LONGUEUIL, QC, le 3 août 2022 /CNW Telbec/ - Innergex énergie renouvelable inc. (TSX: INE) (« Innergex » ou la « Société ») publie aujourd'hui ses résultats opérationnels et financiers pour le deuxième trimestre clos le 30 juin 2022.

« Les derniers mois ont été fructueux pour Innergex, comme en témoignent la réalisation d'une acquisition significative de trois parcs éoliens au Chili, la mise en service de notre premier projet de stockage d'énergie par batteries autonome en France et le lancement de la construction de notre premier projet de stockage d'énergie par batteries combiné à de l'énergie solaire au Chili », a déclaré Michel Letellier, président et chef de la direction d'Innergex. « Notre portefeuille diversifié de projets potentiels prometteurs ainsi que l'ensemble de nos projets actuellement à un stade avancé de développement ou en construction sont de très bon augure pour la croissance future d'Innergex. Nous poursuivons nos efforts en vue d'améliorer notre ratio de distribution et de développer nos activités de manière durable, en continuant de saisir et de créer les occasions que la transition vers l'énergie propre génère dans tous nos marchés. »

FAITS SAILLANTS FINANCIERS

 

	Périodes de trois mois closes les 30 juin			Périodes de six mois closes les 30 juin
	2022	2021	Variation	2022	2021	Événements de février 2021 au Texas (9 jours)^3	2021 Normalisé	Variation
Production (MWh)	2 855 891	2 396 027	19 %	5 160 494	4 181 975	--	4 181 975	23 %
Moyenne à long terme (MWh) (« PMLT »)	3 100 388	2 543 061	22 %	5 534 553	4 489 951	--	4 489 951	23 %
Produits	219 746	170 605	29 %	408 469	360 256	(54 967)	305 289	34 %
Charges d'exploitation, frais généraux et   administratifs et charges liées aux projets   potentiels	66 874	47 920	40 %	125 071	94 452	--	94 452	32 %
BAIIA ajusté^1	152 872	122 685	25 %	283 398	265 804	(54 967)	210 837	34 %
(Perte nette) bénéfice net	(24 590)	50 199	(149) %	(59 520)	(167 673)	64 219	(103 454)	(42) %
Perte nette ajustée^1	(1 546)	18 658	(108) %	(3 882)	(8 882)	--	(8 882)	(56) %
(Perte nette) bénéfice net attribuable aux   propriétaires par action, de base et dilué(e)   ($)	(0,13)	0,23		(0,31)	(1,01)	0,37	(0,64)
Production proportionnelle (MWh)^1	2 991 550	2 588 928	16 %	5 349 579	4 638 549	--	4 638 549	15 %
Produits proportionnels^1	251 457	198 400	27 %	467 571	460 135	(95 273)	364 862	28 %
BAIIA ajusté proportionnel^1	181 079	145 962	24 %	335 989	354 853	(95 273)	259 580	29 %
				Périodes de douze mois closes les 30 juin
				2022	2021	Événements de février 2021 au Texas (9 jours)^3	2021 Normalisé
Flux de trésorerie liés aux activités   d'exploitation				308 384	252 213	(16 801)	235 412	31 %
Flux de trésorerie disponibles^1,2				148 988	76 702	15 789	92 491	61 %
Ratio de distribution^1, 2				96 %	164 %	(28) %	136 %

1.	Ces mesures ne sont pas des mesures conformes aux IFRS et peuvent donc ne pas être comparables aux mesures présentées par d'autres émetteurs. La production et la production proportionnelle sont des indicateurs de rendement clés utilisés par la Société, qui ne peuvent pas faire l'objet d'un rapprochement avec une mesure reconnue par les IFRS. Veuillez vous reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux IFRS » du rapport de gestion pour les périodes de trois mois et de six mois closes le 30 juin 2022 pour plus d'information.
2.	Pour plus d'information sur le calcul et une explication, se reporter à la rubrique « Flux de trésorerie disponibles et ratio de distribution » du rapport de gestion pour les périodes de trois mois et de six mois closes le 30 juin 2022 pour obtenir de plus amples renseignements.
3.	Pour les périodes closes le 30 juin 2021, les résultats d'exploitation, les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation, les flux de trésorerie disponibles et le ratio de distribution sont normalisés pour exclure l'incidence des événements de février 2021 au Texas. Les mesures normalisées ne sont pas des mesures conformes aux IFRS et peuvent donc ne pas être comparables aux mesures présentées par d'autres émetteurs. Veuillez vous reporter à la rubrique « Événements de février 2021 au Texas » du rapport de gestion pour les périodes de trois mois et de six mois closes le 30 juin 2022 pour plus d'information.

PERFORMANCE OPÉRATIONNELLE

La production pour la période de trois mois close le 30 juin 2022 s'est établie à 92 % de la PMLT. La quote-part de la production des coentreprises et entreprises associées d'Innergex¹ s'est établie à 86 % de la PMLT, ce qui s'est traduit par une production proportionnelle¹ représentant 92 % de la PMLT. Les produits ont augmenté de 29 % pour s'établir à 219,7 M$ par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Cette augmentation s'explique essentiellement par l'apport de l'acquisition de Curtis Palmer, par l'acquisition de la participation restante de 50 % dans Energía Llaima, dont les résultats sont maintenant inclus dans les produits consolidés d'Innergex, par la mise en service du parc éolien Griffin Trail au Texas, par l'augmentation des prix de vente du parc solaire Phoebe au Texas, par l'acquisition d'Aela Generación S.A. et d'Aela Energía SpA (ensemble, « Aela ») au Chili, par la hausse des produits des parcs éoliens au Québec, en raison surtout d'une hausse de la production, par l'acquisition du parc solaire San Andrés au Chili et par la mise en service du parc solaire Amazon Ohio - Hillcrest (« Hillcrest »). Ces éléments ont été partiellement contrebalancés par la baisse des produits générés par les centrales hydroélectriques en Colombie-Britannique, attribuable à la diminution des débits d'eau en raison du temps plus frais qui a retardé la crue des eaux, par des régimes éoliens inférieurs à la moyenne et par la diminution des taux de change liés aux parcs éoliens en France et par la baisse des prix de vente au parc solaire Salvador. Les produits proportionnels¹ sont en hausse de 27 % à 251,5 M$ en comparaison de la période correspondante de l'exercice précédent.

Pour la période de trois mois close le 30 juin 2022, les charges d'exploitation, frais généraux et administratifs et charges liées aux projets potentiels ont augmenté de 40 % par rapport à la période correspondante de l'an dernier pour se chiffrer à 66,9 M$. Cette augmentation est essentiellement attribuable à l'augmentation des coûts d'entretien de certaines centrales hydroélectriques de la Colombie-Britannique, à la mise en service du parc éolien Griffin Trail, à l'acquisition de la participation restante de 50 % dans Energía Llaima, à l'acquisition d'Aela, à l'acquisition de Curtis Palmer et à la mise en service du parc solaire Hillcrest. Pour la période de trois mois close le 30 juin 2022, le BAIIA ajusté¹ s'est chiffré à 152,9 M$, en hausse de 25 % par rapport à la période correspondante de l'an dernier. Le BAIIA ajusté proportionnel¹ s'est élevé à 181,1 M$, en hausse de 24 % comparativement à la même période de l'an dernier.

Innergex a comptabilisé une perte nette de 24,6 M$ (perte de base et diluée de 0,13 $ par action) pour la période de trois mois close le 30 juin 2022, comparativement à un bénéfice net de 50,2 M$ (bénéfice par action, de base et dilué, de 0,23 $) pour la période correspondante de 2021, ce qui s'explique essentiellement par une diminution de 45,2 M$ du recouvrement d'impôt, en raison essentiellement de la reprise des passifs d'impôt différé en 2021 relativement aux installations en coentreprise Flat Top et Shannon, du fait du classement des actifs et des passifs de ces projets comme étant des groupes destinés à être cédés détenus en vue de la vente; une variation défavorable de 25,6 M$ de la juste valeur latente des instruments financiers se rapportant surtout à l'augmentation des courbes de prix de l'électricité du marché relativement à la couverture du prix de l'électricité de Phoebe de même qu'à une variation défavorable des courbes des taux de change à terme, ce qui a été compensé en partie par une variation favorable des courbes de taux d'intérêt comparativement à la période correspondante de 2021; une augmentation de 19,9 M$ des amortissements, attribuable principalement aux acquisitions d'Energía Llaima, d'Aela et de Curtis Palmer et à la mise en service de Griffin Trail et de Hillcrest en 2021; une augmentation de 18,4 M$ des charges financières se rapportant surtout au parc éolien Griffin Trail et au parc solaire Hillcrest, aux acquisitions d'Energía Llaima et d'Aela et à une hausse des intérêts compensatoires au titre de l'inflation des obligations à rendement réel de Harrison Hydro et une variation favorable de 10,0 M$ de la partie réalisée de la variation de la juste valeur des instruments financiers, attribuable surtout à la hausse des prix du marché en 2022, ce qui a une incidence sur la couverture du prix de l'électricité de Phoebe. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par une augmentation de 9,7 M$ du montant net des autres produits, principalement attribuable aux crédits d'impôt sur la production et aux attributs fiscaux alloués aux investisseurs participant au partage fiscal du parc éolien Griffin Trail à la suite de sa mise en service au troisième trimestre de 2021.

La production pour la période de six mois close le 30 juin 2022 s'est établie à 93 % de la PMLT. La quote-part de la production des coentreprises et des entreprises associées d'Innergex¹ s'est établie à 92 % de la PMLT, ce qui s'est traduit par une production proportionnelle¹ représentant 93 % de la PMLT. Les produits ont augmenté de 34 % pour s'établir à 408,5 M$ par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, pour laquelle les produits ont été normalisés pour exclure les événements de février 2021 au Texas. Cette augmentation s'explique essentiellement par l'apport de l'acquisition de Curtis Palmer, par l'acquisition de la participation restante de 50 % dans Energía Llaima, dont les résultats sont maintenant inclus dans les produits consolidés d'Innergex, par la mise en service du parc éolien Griffin Trail, par le paiement de BC Hydro au titre de la réduction², par la hausse des produits des parcs éoliens au Québec, en raison surtout d'une hausse de la production, par l'augmentation des prix de vente du parc solaire Phoebe au Texas, par la mise en service du parc solaire Hillcrest et par l'acquisition des parcs éoliens d'Aela et du parc solaire San Andrés au Chili. Ces éléments ont été partiellement contrebalancés par la baisse des prix de vente moyens au parc éolien Foard City, par la diminution des débits d'eau en raison du temps plus frais qui a retardé la crue des eaux aux centrales hydroélectriques en Colombie-Britannique ainsi que par des régimes éoliens inférieurs à la moyenne et la diminution des taux de change aux parcs éoliens en France. Les produits proportionnels¹ sont en hausse de 28 % à 467,6 M$, en comparaison de la période correspondante de l'exercice précédent, pour laquelle les produits ont été normalisés pour exclure les événements de février 2021 au Texas.

Pour la période de six mois close le 30 juin 2022, les charges d'exploitation, frais généraux et administratifs et charges liées aux projets potentiels ont augmenté de 32 % par rapport à la période correspondante de l'an dernier pour se chiffrer à 125,1 M$. Cette augmentation est essentiellement attribuable à l'acquisition de la participation restante de 50 % dans Energía Llaima, à la mise en service du parc éolien Griffin Trail, à l'augmentation des coûts d'entretien de certaines centrales hydroélectriques de la Colombie-Britannique, à l'acquisition de Curtis Palmer, à la mise en service du parc solaire Hillcrest, à l'acquisition d'Aela et à l'acquisition de San Andrés. Ces éléments ont été contrebalancés en partie par la réduction des charges variables découlant de la baisse des produits du parc éolien Foard City. Pour la période de six mois close le 30 juin 2022, le BAIIA ajusté¹ s'est chiffré à 283,4 M$, en hausse de 34 % par rapport à la période correspondante de l'an dernier, pour laquelle le BAIIA ajusté¹ a été normalisé pour exclure les événements de février 2021 au Texas. Le BAIIA ajusté proportionnel¹ s'est élevé à 336,0 M$, en hausse de 29 % comparativement à la même période de l'an dernier, pour laquelle le BAIIA ajusté proportionnel¹ a été normalisé pour exclure les événements de février 2021 au Texas.

Innergex a comptabilisé une perte nette de 59,5 M$ (perte de base et diluée de 0,31 $ par action) pour la période de six mois close le 30 juin 2022, comparativement à une perte nette de 167,7 M$ (perte de base et diluée de 1,01 $ par action) pour la période correspondante de 2021, ce qui s'explique essentiellement par une diminution de 204,0 M$ de la quote-part de la perte des coentreprises et des entreprises associées, attribuable surtout à la comptabilisation de charges de dépréciation totalisant 112,6 M$ par l'entremise de la quote-part de la perte de la Société des installations en coentreprise Flat Top et Shannon de la Société en 2021, aux événements de février 2021 au Texas, qui ont entraîné une incidence défavorable nette de 64,2 M$ sur les installations en coentreprise Flat Top et Shannon en 2021 (se reporter à la rubrique « Événements de février 2021 au Texas » du rapport de gestion pour les périodes de trois et six mois closes le 30 juin 2022 plus d'information) et à la comptabilisation d'une perte de 26,9 M$ découlant de l'évaluation à la valeur de marché par l'entremise de la quote-part de la perte des installations en coentreprise Flat Top et Shannon en 2021, comparativement à néant en 2022. La variation s'explique également par une variation favorable de 61,4 M$ de la partie réalisée de la variation de la juste valeur des instruments financiers, attribuable surtout à l'incidence défavorable nette des événements de février 2021 au Texas en 2021, partiellement compensée par la hausse des prix du marché en 2022, ce qui a une incidence sur la couverture du prix de l'électricité de Phoebe et une augmentation de 17,9 M$ du montant net des autres produits principalement attribuable aux crédits d'impôt sur la production et aux attributs fiscaux alloués aux investisseurs participant au partage fiscal du parc éolien Griffin Trail à la suite de sa mise en service au troisième trimestre de 2021. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par une diminution de 82,7 M$ du recouvrement d'impôt, en raison essentiellement de l'incidence des événements de février 2021 au Texas, des charges de dépréciation de Flat Top et de Shannon comptabilisées en 2021 et de la reprise des passifs d'impôt différé en 2021 relativement aux installations en coentreprise Flat Top et Shannon en raison du classement des actifs et des passifs de ces projets comme étant des groupes destinés à être cédés détenus en vue de la vente; une variation défavorable de 49,8 M$ de la juste valeur latente des instruments financiers, découlant surtout de l'augmentation des courbes de prix de l'électricité du marché relativement à la couverture du prix de l'électricité de Phoebe et de la variation défavorable de la partie non réalisée de la variation de la juste valeur de la couverture de base de Phoebe par suite de son échéance en 2021, facteurs compensés en partie par une variation favorable des courbes de taux d'intérêt comparativement à la période correspondante de 2021; une augmentation de 41,3 M$ des amortissements, attribuable principalement aux acquisitions d'Energía Llaima et de Curtis Palmer et à la mise en service de Griffin Trail et de Hillcrest en 2021 et une augmentation de 25,2 M$ des charges financières se rapportant surtout au parc éolien Griffin Trail et au parc solaire Hillcrest mis en service en 2021, aux acquisitions d'Energía Llaima et d'Aela et à une hausse des intérêts compensatoires au titre de l'inflation des obligations à rendement réel de Harrison Hydro.

1.

Cette mesure n'est pas une mesure reconnue par les IFRS; elle peut donc ne pas être comparable aux mesures présentées par d'autres émetteurs. Se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux IFRS » pour plus d'information.

2.

Le paiement de BC Hydro au titre de la réduction se rapporte aux avis de réduction envoyés par BC Hydro en mai 2020 à l'égard de six installations hydroélectriques, lesquels ont été contestés par la Société. En vertu des contrats d'achat d'électricité, BC Hydro peut exercer ce droit, mais elle est tenue d'indemniser Innergex pour l'électricité qui aurait été produite par les installations en l'absence de la réduction. Pour la période allant du 22 mai 2020 au 20 juillet 2020, les produits tirés de l'énergie admissibles réels qui auraient été générés dans les installations en l'absence de la réduction s'élèvent à 12,5 M$ (14,2 M$ sur la base des produits proportionnels^1). Le litige a été réglé au premier trimestre 2022 à la satisfaction d'Innergex (voir la section « Capital et liquidités » du rapport de gestion pour les périodes de trois mois et de six mois closes le 30 juin 2022 pour obtenir plus d'information).

FLUX DE TRÉSORERIE LIÉS AUX ACTIVITÉS D'EXPLOITATION, FLUX DE TRÉSORERIE DISPONIBLES² ET RATIO DE DISTRIBUTION²

Pour la période de trois mois close le 30 juin 2022, les entrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation ont totalisé 67,6 M$, contre 49,6 M$ pour la même période l'an dernier. L'augmentation s'explique principalement par l'apport des acquisitions d'Energía Llaima, de Licán, de Curtis Palmer, de San Andrés et d'Aela ainsi que par la mise en service de Hillcrest et de Griffin Trail. Ces éléments ont été contrebalancés en partie par une distribution reçue d'Energía Llaima au deuxième trimestre de 2021.

Pour la période de six mois close le 30 juin 2022, les entrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation ont totalisé 152,5 M$, contre 109,6 $ pour la même période l'an dernier. L'augmentation est principalement attribuable à l'apport des acquisitions d'Energía Llaima, de Licán, de Curtis Palmer, de San Andrés et d'Aela, à la mise en service de Hillcrest et de Griffin Trail ainsi qu'au paiement de BC Hydro au titre de la réduction. Ces éléments ont été contrebalancés en partie par la distribution reçue d'Energía Llaima au deuxième trimestre de 2021 et par les événements de février 2021 au Texas, qui ont contribué à hauteur de 16,8 M$ à l'augmentation des flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation pour la période comparative, étant donné que le montant net de 33,9 M$ à payer par le parc solaire Phoebe relativement aux événements de février 2021 au Texas est demeuré impayé jusqu'au 19 juillet 2021.

Le tableau suivant résume les flux de trésorerie disponibles³ et le ratio de distribution³ normalisés pour les périodes de douze mois closes le 30 juin 2022 et le 30 juin 2021 pour exclure l'incidence des événements de février 2021 au Texas.

Calcul des flux de trésorerie disponibles et du ratio de distribution^1	Périodes de douze mois closes les 30 juin
	2022	2021	Événements de février 2021 au Texas (9 jours)^2	2021 Normalisé^2
Flux de trésorerie disponibles^1,2,3	148 988	76 702	15 789	92 491
Dividendes déclarés sur actions ordinaires	142 824	125 711	--	125 711
Ratio de distribution^1,2	96 %	164 %	(28) %	136 %
Ratio de distribution ajusté^1,2	82 %	111 %	-- %	111 %

1.	Les flux de trésorerie disponibles, le ratio de distribution et le ratio de distribution ajusté ne sont pas des mesures conformes aux IFRS et peuvent ne pas être comparables aux mesures présentées par d'autres émetteurs. Pour plus d'information, se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux IFRS ».
2.	Pour la période de douze mois close le 30 juin 2021, les flux de trésorerie disponibles, le ratio de distribution et le ratio de distribution ajusté sont normalisés pour exclure l'incidence des événements de février 2021 au Texas. Veuillez vous reporter à la rubrique « Événements de février 2021 au Texas » du rapport de gestion pour les périodes de trois et six mois closes le 30 juin 2022 pour plus d'information.
3.	Les flux de trésorerie liés disponibles pour la période de douze mois close le 30 juin 2021 comprennent le paiement ponctuel de BC Hydro au titre de la réduction reçu au cours du premier trimestre 2022.

Pour la période de douze mois close le 30 juin 2022, les dividendes déclarés sur les actions ordinaires par la Société ont représenté 96 % des flux de trésorerie disponibles¹, comparativement à 164 % pour la même période de l'an dernier. Compte non tenu de l'incidence des événements de février 2021 au Texas (veuillez vous reporter à la rubrique « Événements de février 2021 au Texas » du rapport de gestion pour les périodes de trois et six mois closes le 30 juin 2022 pour plus d'information), les dividendes déclarés sur les actions ordinaires par la Société pour la période correspondante de l'exercice précédent ont représenté 136 % des flux de trésorerie disponibles normalisés^3,4.

3.	Cette mesure n'est pas une mesure reconnue par les IFRS; elle peut donc ne pas être comparable aux mesures présentées par d'autres émetteurs. Se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux IFRS » pour plus d'information.
4.	Les mesures normalisées ne sont pas des mesures conformes aux IFRS et peuvent donc ne pas être comparables aux mesures présentées par d'autres émetteurs. Veuillez vous reporter à la rubrique « Événements de février 2021 au Texas » du rapport de gestion pour les périodes de trois mois et de six mois closes le 30 juin 2022 pour plus d'information.

MISE À JOUR AU SUJET DES INITIATIVES DE CROISSANCE

(Au 3 août 2022)

Le 29 avril 2022, afin de profiter du contexte favorable des prix de l'énergie en France, Innergex a conclu trois contrats d'achat d'électricité pour ses parcs éoliens Antoigné, Porcien et Vallottes (les « nouveaux CAÉ »), qui sont entrés en vigueur le 1er août 2022, en même temps que l'annulation des contrats d'achat d'électricité en cours. De plus, les nouveaux CAÉ prorogent la période contractuelle des parcs jusqu'au 31 décembre 2025.

Le 10 mai 2022, la Société a modifié sa facilité de crédit à terme renouvelable existante, prolongeant l'échéance de 2023 à 2027 et portant la limite d'emprunt à 950,0 M$.

Le 10 mai 2022, Innergex a annoncé qu'elle avait commandé à Mitsubishi Power deux systèmes de stockage d'énergie par batteries à grande échelle au Chili. Ces systèmes seront associés à l'énergie solaire et permettront de gérer les périodes de pointe en stockant l'énergie solaire excédentaire pendant le jour et en la distribuant pendant la nuit. Le parc solaire photovoltaïque Salvador de 68 MW d'Innergex ajoutera 50 MW/250 MWh (5 heures) de stockage d'énergie. Quant au parc solaire photovoltaïque San Andrés de 50,6 MW, il ajoutera 35 MW/175 MWh (5 heures) de stockage d'énergie.

Le projet de stockage par batterie Salvador, d'une capacité de 50 MW/250 MWh (5 heures) est passé à la phase de construction, et sa mise en service commerciale est prévue en 2023.

Le 18 mai 2022, Innergex a reçu de la TSX l'autorisation d'effectuer une offre publique de rachat dans le cours normal des activités relativement à ses actions ordinaires, à ses actions privilégiées de série A et à ses actions privilégiées de série C.

Le 9 juin 2022, Innergex a mené à bien son acquisition précédemment annoncée de la totalité des actions ordinaires d'Aela, un portefeuille de trois parcs éoliens en exploitation récemment construits d'une puissance de 332 MW situés au Chili, pour une contrepartie en espèces de $324,3 million US ($408,2 million) et la prise en charge de la dette sans recours existante.

Les projets potentiels offriront plusieurs possibilités dans les années à venir, 12 projets d'une puissance installée totale de 908 MW étant actuellement à un stade avancé.

ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS

Le 22 juillet 2022, la Société a complété la mise en service complète de son installation de stockage d'énergie par batteries Tonnerre de 9 MW/9 MWh (1 heure) en France. Tonnerre a obtenu un contrat de 7 ans pour la différence offrant un contrat à prix fixe pour le certificat de capacité. L'installation générera des produits supplémentaires qui varieront en fonction des prix de l'énergie en vigueur. En tant que premier projet de batterie autonome d'Innergex, la mise en service de Tonnerre constitue une réalisation considérable pour Innergex en termes de connaissances technologiques acquises pour les futures occasions de développement. Le marché des systèmes de stockage de l'énergie par batterie va continuer à se renforcer afin d'accroître la fiabilité des réseaux à mesure que de nouveaux projets d'énergie renouvelable sont développés.

Dans le cadre du refinancement par Innergex de la dette sans recours de ses installations chiliennes, les swaps de taux d'intérêt qui avaient été précédemment conclus pour atténuer le risque de fluctuation des taux d'intérêt pendant le processus de négociation, ont été réglés le 25 juillet 2022 en faveur d'Innergex, pour 41,2 M$ US (53,1 M$).

Le 25 juillet 2022, afin de profiter de l'environnement favorable des prix de l'énergie en France, Innergex a informé la contrepartie du contrat d'achat d'électricité du projet éolien de Longueval de son intention d'annuler le contrat. Le projet vendra son électricité sur la base d'un prix marchand. L'annulation prendra effet le 1er novembre 2022.

DÉCLARATION DE DIVIDENDE

Le tableau suivant présente les dividendes qui seront versés par la Société le 17 octobre 2022 :

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
3 août 2022	30 septembre 2022	17 octobre 2022	0,180 $	0,202750 $	0,359375 $

 

CIBLES DE CROISSANCE POUR 2022

La Société fait des cibles au moyen de certaines hypothèses afin de donner aux lecteurs une indication de ses activités commerciales et de sa performance d'exploitation. Pour 2022, les cibles étaient fondées sur la mise en service du projet de stockage par batteries Tonnerre au cours du premier trimestre de 2022 et de la centrale hydroélectrique Innavik au cours du quatrième trimestre de 2022. La mise en service commerciale du projet de stockage par batteries Tonnerre a eu lieu au troisième trimestre de 2022, et la Société prévoit maintenant que la centrale hydroélectrique Innavik sera en service en 2023. Les prévisions ne tenaient pas compte des acquisitions éventuelles qui pourraient être réalisées en 2022.

Étant donné que ces hypothèses ont été formulées par la Société au début de l'exercice, les cibles ont été révisées en août 2022 pour tenir compte de l'acquisition du parc solaire San Andrés le 28 janvier 2022 et de l'acquisition des parcs éoliens d'Aela le 9 juin 2022. Les cibles ont également été révisées pour tenir compte des débits d'eau, des régimes éoliens et de l'ensoleillement inférieurs à la moyenne dans certaines installations au cours du premier semestre de 2022.  La Société n'a pas révisé d'autres hypothèses par rapport aux cibles de croissance initiales de 2022 présentées dans le rapport annuel 2021, à l'exception du taux de change euro-dollar canadien présumé plus faible.

Le tableau suivant présente un sommaire des cibles révisées pour 2022 :

	Février 2022		Août 2022
	Cible		Cible révisée
Production (GWh)^1	≈	+18 %	≈	+22 %
Produits	≈	+16 %	≈	+25 %
Charges d'exploitation, frais généraux et administratifs et charges liées aux projets                           potentiels	≈	+18 %	≈	+27 %
BAIIA ajusté^1	≈	+15 %	≈	+25 %
BAIIA ajusté proportionnel^1	≈	+14 %	≈	+21 %
Flux de trésorerie disponibles par action^1		0,73		0,75
Nombre d'installations en exploitation		82		84
Puissance installée nette (MW)		3 156		3 484

1.

Ces mesures ne sont pas des mesures conformes aux IFRS et peuvent donc ne pas être comparables aux mesures présentées par d'autres émetteurs. La production est un indicateur de rendement clé utilisé par la Société qui ne peut pas faire l'objet d'un rapprochement avec une mesure reconnue par les IFRS. Se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux IFRS » du rapport de gestion pour les périodes de trois et six mois closes le 30 juin 2022 pour plus d'information.

Ces hypothèses sont fondées sur les informations dont dispose la Société et cette liste d'hypothèses n'est pas exhaustive. Ces hypothèses, bien que jugées raisonnables par la Société le 3 août 2022, peuvent s'avérer inexactes. Des risques et incertitudes importants pourraient faire en sorte que les résultats et le rendement réels diffèrent considérablement des attentes de la Société présentées dans la présente section. Ces risques et incertitudes sont expliqués sous la rubrique « Risques et incertitudes » du rapport annuel 2021.

MESURES NON CONFORMES AUX IFRS

Certaines mesures mentionnées dans le présent communiqué de presse ne sont pas des mesures conformes aux IFRS et peuvent ne pas être comparables aux mesures 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 d'Innergex, sa capacité à maintenir les dividendes actuels et sa capacité à financer sa croissance. Ces indicateurs facilitent également la comparaison des résultats sur différentes périodes. La quote-part des produits des coentreprises et des entreprises associées d'Innergex, les produits proportionnels, le BAIIA ajusté, la marge du BAIIA ajusté, la quote-part du BAIIA ajusté des coentreprises et des entreprises associées d'Innergex, le BAIIA ajusté proportionnel, la marge du BAIIA ajusté proportionnel, la perte nette ajustée, les flux de trésorerie disponibles, les flux de trésorerie disponibles ajustés, le ratio de distribution et le ratio de distribution ajusté ne sont pas des mesures reconnues par les IFRS et n'ont pas de définition normalisée prescrite par les IFRS.

Produits proportionnels, BAIIA ajusté, et marge et mesures proportionnelles correspondantes

Les références aux « produits proportionnels » dans le présent document visent les produits, plus la quote-part des produits des coentreprises et des entreprises associées d'Innergex, les autres produits liés aux CIP et la quote-part d'Innergex des autres produits liés aux CIP des coentreprises et des entreprises associées d'exploitation.

Les références au « BAIIA ajusté » dans le présent document visent le résultat net auquel est ajouté (duquel est déduit) la charge (le recouvrement) d'impôt, les charges financières, les amortissements des immobilisations corporelles et incorporelles, les charges de dépréciation, le montant net des autres produits, la quote-part (du bénéfice) de la perte des coentreprises et des entreprises associées et la variation de la juste valeur des instruments financiers. Les références au « BAIIA ajusté proportionnel » dans le présent document visent le BAIIA ajusté, plus la quote-part du BAIIA ajusté des coentreprises et des entreprises associées d'exploitation d'Innergex, les autres produits liés aux CIP, la quote-part d'Innergex des autres produits liés aux CIP des coentreprises et des entreprises associées d'exploitation.

Innergex estime que la présentation de ces mesures permet d'améliorer la compréhension de la performance d'exploitation de la Société. Les investisseurs utilisent le BAIIA ajusté pour évaluer la performance d'exploitation et les activités génératrices de trésorerie, et pour établir des prévisions et des évaluations financières. Les investisseurs utilisent les produits proportionnels et le BAIIA ajusté proportionnel pour évaluer l'apport des coentreprises et des entreprises associées à la performance d'exploitation et aux activités génératrices de trésorerie de la Société, ainsi que leur apport aux fins des prévisions et des évaluations financières. De plus, les produits proportionnels et le BAIIA ajusté proportionnel aident les investisseurs à apprécier l'importance relative des CIP générés par les activités et à évaluer leur apport à la performance d'exploitation de la Société, car les CIP constituent une partie importante des caractéristiques économiques de certains projets éoliens aux États-Unis. Les investisseurs utilisent la marge du BAIIA ajusté et la marge du BAIIA ajusté proportionnel pour comprendre l'importance relative de certains territoires, qui sont exposés à divers milieux concurrentiels et conditions de tarification de l'énergie, dans la performance d'exploitation de la Société et de ses secteurs isolables. Les lecteurs sont avisés que les produits proportionnels ne doivent pas être considérés comme un substitut aux produits, déterminés conformément aux IFRS. Les lecteurs sont également avisés que le BAIIA ajusté et le BAIIA ajusté proportionnel ne doivent pas être interprétés comme un substitut au résultat net établi conformément aux IFRS. Pour plus d'information, se reporter à la rubrique « Performance financière et résultats d'exploitation ».

Le tableau ci-dessous contient un rapprochement des mesures non conformes aux IFRS avec les mesures conformes aux IFRS qui s'y rapprochent le plus :

		Période de trois mois close le 30 juin 2022				Période de trois mois close le 30 juin 2021
		Consolidation	Quote-part des coentreprises	CIP	Proportionnel	Consolidation	Quote-part des coentreprises	CIP	Proportionnel
Produits		219 746	12 944	18 767	251 457	170 605	18 302	9 493	198 400
Perte nette (bénéfice net)		(24 590)	--	--	(24 590)	50 199	--	--	50 199
Charge (recouvrement) d'impôt sur le résultat		1 354	--	--	1 354	(43 856)	(804)	--	(44 660)
Charges financières		77 159	4 476	--	81 635	58 719	5 210	--	63 929
Amortissements		79 113	4 222	--	83 335	59 169	5 610	--	64 779
Dépréciation d'actifs non courants		--	--	--	--	6 314	--	--	6 314
BAIIA		133 036	8 698	--	141 734	130 545	10 016	--	140 561
Autres produits (charges), montant net, avant les       CIP		(216)	(14)	--	(230)	168	2	--	170
Crédits d'impôt sur la production (« CIP »)		(18 767)	--	18 767	--	(9 493)	--	9 493	--
Quote-part de la perte des coentreprises et des      entreprises associées		(1 222)	1 222	--	--	(2 993)	2 993	--	--
Variation de la juste valeur des instruments      financiers		40 041	(466)	--	39 575	4 458	773	--	5 231
BAIIA ajusté		152 872	9 440	18 767	181 079	122 685	13 784	9 493	145 962

		Période de six mois close le 30 juin 2022				Période de six mois close le 30 juin 2021
		Consolidation	Quote-part des coentreprises	CIP	Proportionnel	Consolidation	Quote-part des coentreprises	CIP	Proportionnel
Produits		408 469	21 288	37 814	467 571	360 256	72 963	26 916	460 135
Perte nette		(59 520)	--	--	(59 520)	(167 673)	--	--	(167 673)
Recouvrement d'impôt sur le résultat		(2 416)	--	--	(2 416)	(85 139)	(31)	--	(85 170)
Charges financières		143 560	8 900	--	152 460	118 319	14 305	--	132 624
Amortissements		159 344	8 418	--	167 762	118 054	14 565	--	132 619
Dépréciation d'actifs non courants		--	--	--	--	6 314	112 609	--	118 923
BAIIA		240 968	17 318	--	258 286	(10 125)	141 448	--	131 323
Autres produits, montant net, avant les CIP		(1 298)	(189)	--	(1 487)	(347)	1 870	--	1 523
Crédits d'impôt sur la production (« CIP »)		(37 814)	--	37 814	--	(20 882)	(6 034)	26 916	--
Quote-part de la perte des coentreprises et des      entreprises associées		986	(986)	--	--	204 991	(204 991)	--	--
Variation de la juste valeur des instruments      financiers		80 556	(1 366)	--	79 190	92 167	129 840	--	222 007
BAIIA ajusté		283 398	14 777	37 814	335 989	265 804	62 133	26 916	354 853

Bénéfice net ajusté (perte nette ajustée)

Les références au « bénéfice net ajusté (à la perte nette ajustée) » visent le bénéfice net (la perte nette) de la Société, auquel les éléments suivants sont ajoutés (duquel ils sont soustraits) : partie non réalisée de la variation de la juste valeur des instruments financiers, partie réalisée de la couverture de base de Phoebe, perte réalisée sur la résiliation des swaps de taux d'intérêt, profit réalisé sur les contrats de change à terme, pertes de valeur, événements spécifiques inhabituels ou non récurrents comme les événements de février 2021 au Texas, charge d'impôt nette liée (recouvrement d'impôt net lié) à ces éléments, et quote-part de la perte (du bénéfice) des coentreprises et des entreprises associées liée aux éléments ci-dessus, déduction faite de l'impôt sur le résultat qui s'y rapporte.

Le bénéfice net ajusté (la perte nette ajustée) est une mesure qui a pour but d'éliminer l'incidence sur le bénéfice de certains instruments financiers dérivés et événements non récurrents, qui ne sont pas représentatifs de la performance d'exploitation de la Société. Innergex fait appel aux instruments financiers dérivés pour couvrir son exposition à différents risques. La comptabilisation des dérivés exige que tous les dérivés soient évalués à la valeur de marché. Lorsque la comptabilité de couverture n'est pas appliquée, les variations de la juste valeur des dérivés sont comptabilisées directement dans le bénéfice net (la perte nette). Ces variations latentes n'ont pas d'incidence immédiate sur la trésorerie, peuvent se résorber ou non au moment où les règlements se produisent et ne reflètent pas le modèle d'affaires de la Société à l'égard des dérivés, lesquels sont détenus pour leurs flux de trésorerie à long terme, pour toute la durée de vie d'un projet. En outre, la Société a recours à des contrats de change à terme pour couvrir sa participation nette dans ses filiales en France. La direction estime donc que les profits réalisés (les pertes réalisées) sur ces contrats ne sont pas représentatifs des activités d'Innergex.

Innergex estime que la présentation de cette mesure permet d'améliorer la compréhension de la performance d'exploitation de la Société. Les investisseurs utilisent la perte nette ajustée pour évaluer et comparer la rentabilité d'Innergex avant l'incidence de la partie non réalisée de la variation de la juste valeur des instruments financiers dérivés et d'autres éléments qui sortent du cadre normal des activités génératrices de trésorerie de la Société. Les lecteurs sont avisés que le bénéfice net ajusté (la perte nette ajustée) ne doit pas être considéré(e) comme un substitut au résultat net, déterminé conformément aux IFRS. Se reporter à la rubrique « Résultats d'exploitation » pour obtenir le rapprochement du bénéfice net ajusté (de la perte nette ajustée).

Le tableau ci-dessous contient un rapprochement du bénéfice net ajusté (de la perte nette ajustée) avec la mesure conforme aux IFRS qui s'y rapproche le plus :

	Périodes de trois mois closes les 30 juin		Périodes de six mois closes les 30 juin
	2022	2021	2022	2021
(Perte nette) bénéfice net	(24 590)	50 199	(59 520)	(167 673)
Ajouter (déduire) :
Événements de février 2021 au Texas
Produits	--		--	(54 967)
Couverture du prix de l'électricité	--		--	70 756
Quote-part de la perte de Flat Top et de Shannon	--		--	64 197
Quote-part de la dépréciation de Flat Top et de Shannon	--		--	112 609
Quote-part de la partie non réalisée de la variation de la juste valeur des instruments financiers      des coentreprises et des entreprises associées, déduction faite de l'impôt qui s'y rapporte	(345)	344	(1 005)	20 781
Partie non réalisée de la variation de la juste valeur des instruments financiers	27 712	2 158	68 497	18 681
Dépréciation d'actifs non courants	--	6 314	--	6 314
Perte réalisée sur la résiliation des swaps de taux d'intérêt	--	--	--	2 885
Profit réalisé sur la couverture de base de Phoebe	--	(1 445)	--	(246)
Profit réalisé sur les contrats de change à terme	--	(433)	(487)	(748)
Recouvrement d'impôt lié aux éléments ci-dessus	(4 323)	(38 479)	(11 367)	(81 471)
(Perte nette ajustée) bénéfice net ajusté	(1 546)	18 658	(3 882)	(8 882)

Le tableau ci-dessous contient un rapprochement des ajustements du bénéfice net ajusté (de la perte nette ajustée) avec chaque poste du compte consolidé de résultat :

	Périodes de trois mois closes les 30 juin						Périodes de six mois closes les 30 juin
	2022			2021			2022			2021
	IFRS	Ajust.	Non conforme aux IFRS	IFRS	Ajust.	Non conforme aux IFRS	IFRS	Ajust.	Non conforme aux IFRS	IFRS	Ajust.	Non conforme aux IFRS
Produits	219 746	--	219 746	170 605	--	170 605	408 469	--	408 469	360 256	(54 967)	305 289
Charges d'exploitation	50 546	--	50 546	30 163	--	30 163	90 584	--	90 584	61 156	--	61 156
Frais généraux et administratifs	10 540	--	10 540	11 023	--	11 023	24 679	--	24 679	20 773	--	20 773
Charges liées aux projets potentiels	5 788	--	5 788	6 734	--	6 734	9 808	--	9 808	12 523	--	12 523
BAIIA ajusté	152 872	--	152 872	122 685	--	122 685	283 398	--	283 398	265 804	(54 967)	210 837
Charges financières	77 159	--	77 159	58 719	--	58 719	143 560	--	143 560	118 319	--	118 319
Autres produits, montant net	(18 983)	--	(18 983)	(9 325)	433	(8 892)	(39 112)	487	(38 625)	(21 229)	748	(20 481)
Amortissements	79 113	--	79 113	59 169	--	59 169	159 344	--	159 344	118 054	--	118 054
Dépréciation d'actifs non courants	--	--	--	6 314	(6 314)	--	--	--	--	6 314	(6 314)	--
Quote-part (du bénéfice) de la perte   des coentreprises et des entreprises   associées	(1 222)	469	(753)	(2 993)	(472)	(3 465)	986	1 367	2 353	204 991	(203 072)	1 919
Variation de la juste valeur des   instruments financiers	40 041	(27 712)	12 329	4 458	(713)	3 745	80 556	(68 497)	12 059	92 167	(92 076)	91
(Recouvrement) charge d'impôt sur le   résultat	1 354	4 199	5 553	(43 856)	38 607	(5 249)	(2 416)	11 005	8 589	(85 139)	86 956	1 817
(Perte nette) bénéfice net	(24 590)	23 044	(1 546)	50 199	(31 541)	18 658	(59 520)	55 638	(3 882)	(167 673)	158 791	(8 882)

Flux de trésorerie disponibles et ratio de distribution

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, la portion des flux de trésorerie disponibles attribuée aux participations ne donnant pas le contrôle, et les dividendes déclarés sur les actions privilégiées, plus ou moins d'autres éléments qui ne sont pas représentatifs de la capacité de la Société de générer des liquidités à long terme telles que les profits et les pertes sur la couverture de base de Phoebe, compte tenu de leur occurrence limitée, les profits et les pertes réalisés sur les contreparties conditionnelles relatives à des acquisitions d'entreprises antérieures, les coûts de transaction liés à des acquisitions réalisées, les pertes ou profits réalisés sur le refinancement de certains emprunts ou sur les instruments financiers dérivés utilisés pour fixer les taux d'intérêt sur certains emprunts ou le taux de change sur les achats d'équipement, et les paiements d'impôt liés aux stratégies fiscales visant à améliorer la capacité de génération de trésorerie à long terme d'Innergex.

Le ratio de distribution est une mesure de la capacité de la Société à maintenir les dividendes actuels ainsi que de sa capacité à financer sa croissance à partir de ses activités génératrices de trésorerie, dans le cours normal des activités. Il tient compte de la décision de la Société d'investir tous les ans dans le développement de ses projets potentiels; ces investissements doivent être passés en charges à mesure qu'ils sont engagés. La Société considère que ces investissements sont essentiels à sa croissance et à sa réussite à long terme, car elle estime que le développement de projets d'énergie renouvelable présente les meilleurs taux de rendement internes potentiels et représente l'utilisation la plus efficace de l'expertise et des compétences à valeur ajoutée de la direction.

Innergex estime que cette mesure permet d'améliorer la compréhension de la capacité de génération de liquidités de la Société, sa capacité à maintenir les dividendes actuels et sa capacité à financer sa croissance. Les flux de trésorerie disponibles sont utilisés par les investisseurs dans cette optique. Les lecteurs sont avisés 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. Se reporter à la rubrique « Flux de trésorerie disponibles et ratio de distribution » pour obtenir un rapprochement des flux de trésorerie disponibles.

Les références aux « flux de trésorerie disponibles ajustés » visent les flux de trésorerie disponibles, exclusion faite des charges liées aux projets potentiels. Les investisseurs utilisent les flux de trésorerie disponibles ajustés pour évaluer les capacités de génération de liquidités de la Société et sa capacité à maintenir les niveaux de dividende actuels, compte non tenu de l'incidence de la décision de la Société d'investir tous les ans dans sa croissance en développant ses projets potentiels.

Les références au « ratio de distribution » visent les dividendes déclarés sur les actions ordinaires divisés par les flux de trésorerie disponibles. Innergex est d'avis qu'il s'agit d'une mesure de sa capacité à maintenir les dividendes actuels et de sa capacité à financer sa croissance. Le ratio de distribution est utilisé par les investisseurs dans cette optique.

Les références au « ratio de distribution ajusté » visent les dividendes déclarés sur les actions ordinaires divisés par les flux de trésorerie disponibles ajustés. Les investisseurs utilisent le ratio de distribution ajusté pour évaluer la capacité de la Société à maintenir les niveaux de dividende actuels, compte non tenu de l'incidence de la décision de la Société d'investir tous les ans dans sa croissance en développant ses projets potentiels.

Calcul des flux de trésorerie disponibles et du ratio de distribution	Périodes de douze mois closes les 30 juin
	2022	2021	Événements de février 2021 au Texas (9 jours)^3	2021 Normalisé^3
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation^4	308 384	252 213	(16 801)	235 412
Ajouter (déduire) les éléments suivants :
Variation des éléments hors trésorerie du fonds de roulement d'exploitation	45 659	596	33 894	34 490
Dépenses en immobilisations liées à l'entretien, déduction faite des produits de cession	(9 095)	(4 921)	--	(4 921)
Remboursements prévus de capital sur la dette	(161 411)	(155 540)	--	(155 540)
Flux de trésorerie disponibles attribués aux participations ne donnant pas le contrôle^1	(35 900)	(18 506)	--	(18 506)
Dividendes déclarés sur actions privilégiées	(5 632)	(5 787)	--	(5 787)
Ajouter (déduire) les éléments spécifiques suivants^2:
Perte réalisée sur les contreparties conditionnelles	--	3 568	--	3 568
(Profit réalisé) perte réalisée sur la résiliation des swaps de taux d'intérêt	(377)	2 885	--	2 885
Coûts de transaction liés aux acquisitions réalisées	9 660	1 696	--	1 696
(Profit réalisé) perte réalisée sur la couverture de base de Phoebe	(2 300)	498	(1 304)	(806)
Flux de trésorerie disponibles^3	148 988	76 702	15 789	92 491
Dividendes déclarés sur actions ordinaires	142 824	125 711	--	125 711
Ratio de distribution^3	96 %	164 %	(28) %	136 %
Ajuster pour tenir compte des éléments suivants :
Charges liées aux projets potentiels	24 652			20 830
Flux de trésorerie disponibles ajustés	173 640			113 321
Ratio de distribution ajusté	82 %			111 %

1.	La portion des flux de trésorerie disponibles attribuée aux participations ne donnant pas le contrôle est déduite, qu'une distribution réelle soit faite ou non aux participations ne donnant pas le contrôle, afin de tenir compte du fait que ces distributions peuvent ne pas avoir lieu dans la période au cours de laquelle elles sont générées.
2.	Ces éléments sont exclus des calculs des flux de trésorerie disponibles et du ratio de distribution, car ils sont jugés non représentatifs de la capacité de la Société à générer des liquidités à long terme, et comprennent des éléments tels que les profits et les pertes sur la couverture de base de Phoebe, compte tenu de leur occurrence limitée (échéance atteinte le 31 décembre 2021), les profits et les pertes réalisés sur les contreparties conditionnelles relatives à des acquisitions d'entreprises antérieures, les coûts de transaction liés à des acquisitions réalisées, les pertes ou profits réalisés sur le refinancement de certains emprunts ou sur instruments financiers dérivés utilisés pour fixer les taux d'intérêt sur certains emprunts ou le taux de change sur les achats d'équipement, et les paiements d'impôt liés aux stratégies fiscales visant à améliorer la capacité de génération de trésorerie à long terme d'Innergex.
3.	Pour la période de douze mois close le 30 juin 2021, les flux de trésorerie disponibles et le ratio de distribution sont normalisés pour exclure l'incidence des événements de février 2021 au Texas. Veuillez vous reporter à la rubrique « Événements de février 2021 au Texas » du rapport de gestion pour les périodes de trois et six mois closes le 30 juin 2022 pour plus d'information.
4.	Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation pour la période de douze mois close le 30 juin 2022 incluent le paiement unique de BC Hydro au titre de la réduction reçu au cours du premier trimestre 2022.

INFORMATIONS SUPPLÉMENTAIRES

Les états financiers intermédiaires consolidés résumés non audités et les notes y afférentes ainsi que le rapport de gestion du deuxième trimestre 2022 d'Innergex sont disponibles sur le site Web de SEDAR à l'adresse www.sedar.com et à la section « Investisseurs » du site Web de la Société à l'adresse www.innergex.com.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE ET WEBDIFFUSION

La Société tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion le jeudi 4 août 2022, à 9 h HAE. Les investisseurs et les analystes financiers sont invités à participer à la conférence en composant le 1 888 390-0605 ou le 416 764-8609 ou en accédant à la webdiffusion à l'adresse https://bit.ly/3zVjYo8 ou sur le site Web de la Société à l'adresse www.innergex.com. Les membres des médias et du public peuvent assister à la conférence téléphonique en mode écoute seulement. Un enregistrement de la conférence sera disponible après la conférence sur le site Internet de la Société.

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 d'énergie renouvelable qui développe, acquiert, détient et exploite des centrales hydroélectriques, des parcs éoliens, des parcs solaires et des installations de stockage d'énergie, Innergex est convaincue que la production d'énergie à partir de sources renouvelables ouvrira la voie à un monde meilleur. Innergex exerce ses activités au Canada, aux États-Unis, en France et au Chili et gère un important portefeuille de 84 actifs de haute qualité en exploitation d'une puissance installée nette de 3 484 MW (puissance installée brute de 4 184 MW) et d'une capacité de stockage d'énergie de 159 MWh, dont 40 centrales hydroélectriques, 35 parcs éoliens, 8 parcs solaires et 1 installation de stockage d'énergie par batteries. Elle détient également une participation dans 13 projets en développement d'une puissance installée nette totale de 731 MW (puissance installée brute de 768 MW) et d'une capacité de stockage d'énergie de 745 MWh, dont 3 installations sont présentement en construction, et des projets potentiels qui en sont à différents stades de développement d'une puissance installée brute totale de 7 495 MW. Son approche de création de valeur pour les actionnaires est de générer des flux de trésorerie constants, de présenter un attrayant rendement ajusté au risque et de distribuer un dividende stable.

Mise en garde concernant l'information prospective
En vue d'informer les lecteurs sur les perspectives d'avenir de la Société, le présent communiqué de presse contient de l'information prospective au sens des lois sur les valeurs mobilières (l'« information prospective »), notamment des énoncés relatifs aux cibles de croissance de la Société, à la production d'énergie, à ses projets potentiels, à la réussite du développement, de la construction et du financement (y compris le financement par des investisseurs participant au partage fiscal) des projets en cours de construction et des projets potentiels à un stade avancé, aux sources et conséquences du financement, aux acquisitions de projets, à la réalisation du financement d'un projet au moyen d'un emprunt sans recours (notamment l'échéancier et la somme qui s'y rapportent), aux avantages stratégiques, opérationnels et financiers et à la croissance devant découler de ces acquisitions, à sa stratégie commerciale, à ses perspectives de développement et de croissance futurs (notamment les occasions de croissance prévues dans le cadre de l'Alliance stratégique avec Hydro-Québec), à son intégration d'entreprises, à sa gouvernance, à ses perspectives commerciales, à ses objectifs, à ses plans et à ses priorités stratégiques, de même que d'autres énoncés qui ne sont pas des faits historiques. Celle-ci se reconnaît généralement à l'emploi de termes tels que « environ », « approximativement », « peut », « fera », « pourrait », « croit », « prévoit », « a l'intention de », « devrait », « planifie », « potentiel », « projeter », « anticipe », « estime », « prévisions » ou d'autres termes semblables indiquant que certains événements pourraient se produire ou pas. Cette information prospective exprime les prévisions et attentes de la Société à l'égard d'événements ou de résultats futurs, en date du présent communiqué de presse.

L'information prospective comprend l'information prospective financière ou les perspectives financières, au sens des lois sur les valeurs mobilières, notamment les renseignements concernant la production prévue, les produits prévus, les produits proportionnels prévus, le BAIIA ajusté prévu et le BAIIA ajusté proportionnel prévu de la Société, les flux de trésorerie disponibles prévus, les flux de trésorerie disponibles par action prévus et l'intention de payer un dividende trimestriel, l'estimation de la taille, des coûts et du calendrier des projets, y compris l'obtention des permis, le début des travaux de construction, les travaux réalisés et le début de la mise en service commerciale des projets en développement ou des projets potentiels, l'intention de la Société de soumettre des projets aux termes d'appels d'offres, l'admissibilité des projets américains aux CIP ou aux CII, de même que d'autres énoncés qui ne sont pas des faits historiques. Ces renseignements visent à informer les lecteurs de l'impact financier potentiel des résultats escomptés, de l'éventuelle mise en service des projets en développement, de l'incidence financière potentielle des acquisitions réalisées et futures, de la capacité de la Société à maintenir les dividendes actuels et à financer sa croissance. Cette information peut ne pas être appropriée à d'autres fins.

L'information prospective est fondée sur certaines hypothèses principales formulées par la Société, à propos notamment, sans s'y limiter, des régimes hydrologiques, éoliens et solaires, de la performance de ses installations en exploitation, des acquisitions et des projets mis en service, du rendement des projets, de la disponibilité de ressources en capital et de l'exécution par les tiers de leurs obligations contractuelles en temps opportun, de la conjoncture favorable du marché pour l'émission d'actions afin de soutenir le financement de la croissance, de la conjoncture économique favorable, des conditions favorables du marché des capitaux, de la réussite de la Société à développer et à construire de nouvelles installations, du renouvellement réussi des CAÉ, des ressources humaines suffisantes pour fournir les services et exécuter le plan d'investissement, de l'absence d'événements importants survenant hors du cours normal des activités, comme une catastrophe naturelle, une pandémie ou un autre désastre, de l'entretien continu de l'infrastructure des technologies de l'information et de l'absence de violations importantes liées à la cybersécurité. Veuillez vous reporter à la section 1 « Faits saillants » du présent rapport de gestion et à la section 5 « Perspectives » du rapport de gestion annuel pour obtenir de plus amples renseignements sur les hypothèses utilisées à l'égard des cibles de croissance pour 2022 et des perspectives du plan stratégique 2020-2025.

Pour de plus amples renseignements sur les risques et les incertitudes qui pourraient faire en sorte que les résultats et le rendement réels de la Société diffèrent considérablement des résultats et du rendement exprimés, présentés ou sous-entendus dans l'information prospective, ou sur les principales hypothèses dont découlent ces informations, veuillez vous reporter à la rubrique « Information prospective » du rapport de gestion pour les périodes de trois mois et de six mois closes le 30 juin 2022.

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SOURCE Innergex Énergie Renouvelable Inc.

Investisseurs : Jean Trudel, Chef de la direction financière, 450 928-2550, poste 1252, [email protected]; Médias : Karine Vachon, Directrice principale - Communications, 450 928-2550, poste 1222, [email protected]