INNERGEX T4 2021: LES ACQUISITIONS ET LES NOUVEAUX PROJETS PROPULSENT LA CROISSANCE DES RÉSULTATS OPÉRATIONNELS

• Trois mises en service totalisant 430 MW nets au cours de l'année : Yonne II, Hillcrest et Griffin Trail
• Deux acquisitions au Chili augmentant la puissance installée nette de 101 MW au cours de l'année : Energía Llaima et Licán
• Une acquisition aux États-Unis au T4 2021 dans le cadre de l'Alliance stratégique avec Hydro-Québec augmentant la puissance installée nette de 30 MW : Curtis Palmer
• Une acquisition au Chili au T1 2022 ajoutant 51 MW nets : San Andrés
• Entente définitive visant l'acquisition du portefeuille de parcs éoliens d'Aela de 332 MW nets au Chili au T1 2022
• Financement par voie de prise ferme de capitaux propres de 172,5 M$ et placement privé concurrent de 37,3 M$ au T1 2022
• Obtention d'un contrat d'achat d'électricité de 20 ans avec EDF-OA pour le projet de 29 MW Auxy Bois Regnier en France au T1 2022

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

LONGUEUIL, QC, le 23 févr. 2022 /CNW/ - Innergex énergie renouvelable inc. (TSX : INE) (« Innergex » ou la « Société ») publie aujourd'hui ses résultats opérationnels et financiers pour le quatrième trimestre et de l'exercice clos le 31 décembre 2021.

INNERGEX T4 2021: LES ACQUISITIONS ET LES NOUVEAUX PROJETS PROPULSENT LA CROISSANCE DES RÉSULTATS OPÉRATIONNELS (Groupe CNW/Innergex Énergie Renouvelable Inc.)

« Je suis très fier de la résilience et de la capacité d'adaptation dont a fait preuve l'équipe d'Innergex en 2021 malgré le contexte difficile lié à la pandémie et de conditions météorologiques extrêmes. Au cours de l'exercice, nous avons réalisé d'importants progrès dans nos activités de développement qui ont conduit à la mise en service de trois nouveaux actifs, dont deux d'une puissance à grande échelle. Par ailleurs, nous avons conclu des acquisitions au Chili et aux États-Unis qui ont permis de diversifier notre portefeuille d'exploitation et qui devraient contribuer à améliorer notre ratio de distribution, » a déclaré Michel Letellier, président et chef de la direction d'Innergex. « En 2022, notre objectif est de consolider et d'étendre notre position actuelle en continuant à diversifier notre portefeuille d'actifs grâce au développement de nos propres projets et aux acquisitions, que ce soit des projets intégrant nos technologies traditionnelles ou des projets de stockage de l'énergie et d'hydrogène vert. L'année a déjà bien commencé avec deux acquisitions augmentant considérablement notre présence au Chili et des avancées significatives dans de nouveaux projets en développement. »

FAITS SAILLANTS FINANCIERS

	Périodes de trois mois closes les 31 décembre			Exercices clos les 31 décembre
	2021	2020	Variation	2021	Événements de février 2021 au Texas (9 jours)^3	2021 Normalisé	2020	Variation
Production (MWh)	2 583 157	2 186 961	18 %	9 055 215	--	9 055 215	8 073 914	12 %
Moyenne à long terme (MWh) (« PMLT »)	2 584 077	2 072 720	25 %	9 659 836	--	9 659 836	8 397 057	15 %
Produits	202 388	167 927	21 %	747 208	(54 967)	692 241	613 207	13 %
Charges d'exploitation, frais généraux et administratifs et charges liées aux projets potentiels	65 077	50 097	30 %	221 571	--	221 571	191 098	16 %
BAIIA ajusté^1	137 311	117 830	17 %	525 637	(54 967)	470 670	422 109	12 %
Marge du BAIIA ajusté^1	67,8 %	70,2 %		70,3 %	(2,3) %	68,0 %	68,8 %
Bénéfice net (perte nette)	5 743	11 894	(52) %	(185 394)	64 219	(121 175)	(29 111)	316 %
(Perte nette ajustée) bénéfice net ajusté^1	(9 974)	12 990	(177) %	(6 951)	--	(6 951)	22 311	(131) %
(Perte nette) bénéfice net attribuable aux propriétaires par action, de base et dilué(e) ($)	(0,02)	0,06		(1,09)	0,35	(0,74)	(0,23)
Production proportionnelle (MWh)^1	2 676 157	2 573 358	4 %	9 853 366	--	9 853 366	9 590 140	3 %
Produits proportionnels^1	231 051	211 355	9 %	913 147	(95 273)	817 874	781 466	5 %
BAIIA ajusté proportionnel^1	162 954	152 930	7 %	673 745	(95 273)	578 472	560 328	3 %
Marge de BAIIA ajusté proportionnel^1	70,5  %	72,4  %		73,8  %	(3,1) %	70,7  %	71,7  %
				2021	Événements de février 2021 au Texas (9 jours)^2	2021 Normalisé	2020	Variation
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation				265 498	17 093	282 591	235 108	20 %
Flux de trésorerie disponibles^1				92 315	15 789	108 104	93 260	16 %
Ratio de distribution^1, 2				143  %	(20) %	122  %	135  %

1.	Cette mesure n'est pas une mesure conforme aux IFRS et peut ne pas être comparable aux mesures présentées par d'autres émetteurs. Veuillez vous reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux IFRS » pour plus d'information.
2.	Pour l'exercice clos le 31 décembre 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 annuel 2021 pour plus d'information.
3.	Pour la période de douze mois close le 31 décembre 2021, les résultats opérationnels sont normalisés pour exclure les impacts des événements de février 2021 au Texas. Veuillez vous reporter à la rubrique « Événements de février 2021 au Texas » du rapport annuel 2021 pour plus d'information.

PERFORMANCE OPÉRATIONNELLE

La production pour la période de trois mois close le 31 décembre 2021 s'est établie à 100 % de la PMLT. La quote-part de la production des coentreprises et entreprises associées d'Innergex¹ s'est établie à 106 % de la PMLT, ce qui s'est traduit par une production proportionnelle¹ représentant 100 % de la PMLT. Les produits ont augmenté de 21 % pour s'établir à 202,4 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'accroissement de la production de la plupart des centrales de la Colombie-Britannique, par l'acquisition de la participation restante de 50 % dans Energía Llaima, qui est maintenant incluse dans les produits consolidés d'Innergex, par la mise en service du parc éolien Griffin Trail et du parc solaire Amazon Ohio - Hillcrest ("Hillcrest") et par l'augmentation des prix de vente du parc solaire Salvador. Ces éléments ont été partiellement contrebalancés par la baisse de la production des centrales hydroélectriques et des parcs éoliens du Québec, la diminution de la production des parcs éoliens en France et la baisse des prix de vente moyens du parc éolien Foard City. Les produits proportionnels¹ sont en hausse de 9 % à 231,1 M$, en comparaison de la période correspondante de l'exercice précédent.

Pour la période de trois mois close le 31 décembre 2021, les charges d'exploitation, frais généraux et administratifs et charges liées aux projets potentiels ont augmenté de 30 % par rapport à la période correspondante de l'an dernier pour se chiffrer à 65,1 M$. Cette augmentation est essentiellement attribuable à la hausse des charges liées aux projets potentiels pour soutenir la croissance de la Société, à l'augmentation des coûts d'entretien de certaines centrales de la Colombie-Britannique, à l'acquisition de Curtis Palmer, à l'acquisition de la participation restante de 50 % dans Energía Llaima, à la mise en service du parc éolien Griffin Trail et du parc solaire Hillcrest et à la hausse des coûts liés à l'entretien au parc solaire Phoebe. Ces éléments ont été contrebalancés en partie par la diminution des charges liées à l'entretien de certains parcs éoliens au Québec, la baisse de taxes sur la production en France et la diminution des charges d'exploitation découlant de charges non récurrentes au parc éolien Foard City au cours de la période correspondante de l'exercice précédent. Pour la période de trois mois close le 31 décembre 2021, le BAIIA ajusté¹ s'est chiffré à 137,3 M$, en hausse de 17 % par rapport à la période correspondante de l'an dernier. Le BAIIA ajusté proportionnel¹ s'est élevé à 163,0 M$, en hausse de 7 % comparativement à la même période de l'an dernier.

Innergex a comptabilisé un bénéfice net à 5,7 M$ (bénéfice de base et dilué de 0,02 $ par action) pour la période de trois mois close le 31 décembre 2021, comparativement à un bénéfice net de 11,9 M$ (bénéfice de base et dilué de 0,06 $ par action) pour la période correspondante de 2020. Outre la performance opérationnelle expliquée précédemment et la hausse des charges liées aux projets potentiels, la baisse de 6,2 M$ du bénéfice net s'explique principalement par une augmentation de 29,8 M$ de la charge d'impôt, laquelle est essentiellement attribuable aux attributs fiscaux alloués aux investisseurs participant au partage fiscal pour les installations de Griffin Trail et Hillcrest mises en service en 2021; une augmentation de 19,3 M$ des amortissements, attribuable principalement aux acquisitions de Energía Llaima et de Curtis Palmer et à la mise en service de Griffin Trail et Hillcrest en 2021; une diminution de 13,1 M$ de la quote-part du bénéfice des coentreprises et des entreprises associées, attribuable surtout au profit découlant de l'évaluation à la valeur de marché de Flat Top et de Shannon en 2020, comparativement à néant en 2021; une augmentation de 10,0 M$ des charges financières, surtout liée au parc éolien Griffin Trail et au parc solaire Hillcrest, à l'acquisition d'Energía Llaima et à une hausse des intérêts compensatoires au titre de l'inflation des obligations à rendement réel de Harrison Hydro; et une variation défavorable de 5,4 M$ de la juste valeur latente des instruments financiers, surtout liée à l'augmentation des courbes de prix de l'électricité du marché relativement à la couverture du prix de l'électricité de Phoebe, compensée en partie par une variation favorable des courbes des taux à terme, comparativement à la période correspondante de 2020. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par une augmentation de 27,3 M$ 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 et par la comptabilisation d'une charge de dépréciation de 26,6 M$ à l'égard de l'investissement dans Energía Llaima en 2020, contre une charge de dépréciation de néant pour la période correspondante de 2021.

La production s'est établie à 94 % de la PMLT pour l'exercice clos le 31 décembre 2021. La quote-part de la production des coentreprises et entreprises associées d'Innergex¹ s'est établie à 97 % de la PMLT, ce qui s'est traduit par une production proportionnelle¹ représentant 94 % de la PMLT. Les produits sur une base normalisée, compte non tenu des événements de février 2021 au Texas, ont augmenté de 13 % pour s'établir à 692,2 M$ en comparaison de la période correspondante de l'exercice précédent. Cette augmentation s'explique essentiellement par les dommages-intérêts exigibles de l'entrepreneur en IAC pour la perte de produits causée par les retards dans la mise en service du parc solaire Hillcrest et la mise en service de ce parc, par l'acquisition de la participation restante de 50 % dans Energía Llaima, qui est maintenant incluse dans les produits consolidés d'Innergex, par l'apport de l'acquisition de Mountain Air pour un premier exercice complet, par l'acquisition de Curtis Palmer, par la mise en service du parc éolien Griffin Trail, par l'accroissement de la production de la plupart des centrales de la Colombie-Britannique, qui découle essentiellement de la hausse des produits du fait de l'accroissement de la production, ce qui s'explique par les données moins élevées de 2020, lesquelles tenaient compte de l'incidence de la réduction imposée par BC Hydro à cinq centrales, et par l'augmentation des prix de vente moyens du parc solaire Salvador et son apport pour un premier exercice complet à la suite de son acquisition. Ces éléments ont été contrebalancés en partie par l'apport moins élevé des parcs éoliens du Québec et de la France découlant de la baisse de la production, par l'apport moins élevé de certaines centrales hydroélectriques du Québec en raison de l'effet combiné du recul de la production et des prix de vente moins élevés attribuables aux CAÉ récemment renouvelés, par l'apport moindre du parc éolien Foard City en raison de l'effet combiné de la baisse des prix de vente moyens et de la diminution de la production, et par la baisse des produits générés par le parc solaire Phoebe attribuable à la diminution de la production, en raison de la réduction accrue exigée par le réseau de distribution au Texas et de l'ensoleillement moindre, malgré la hausse des prix de vente moyens. Les produits proportionnels¹ sur une base normalisée, compte non tenu des événements de février 2021 au Texas, ont augmenté de 5 % par rapport à la période correspondante de l'an dernier pour se chiffrer à 817,9 M$.

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2021, les charges d'exploitation, frais généraux et administratifs et charges liées aux projets potentiels ont augmenté de 16 % par rapport à la période correspondante de l'an dernier pour se chiffrer à 221,6 M$. Cette augmentation est essentiellement attribuable à la hausse des charges liées aux projets potentiels pour soutenir la croissance de la Société, à l'acquisition de la participation restante de 50 % dans Energía Llaima, à la hausse des charges découlant de la mise en service du parc éolien Griffin Trail, à l'apport de l'acquisition de Mountain Air pour un exercice complet, à la mise en service du parc solaire Hillcrest, à l'acquisition de Curtis Palmer et à l'apport de l'acquisition de Salvador pour un exercice complet. Ces éléments ont été contrebalancés en partie par la baisse des charges d'exploitation découlant des charges non récurrentes au parc éolien Foard City au cours de la période correspondante de l'exercice précédent. Le BAIIA ajusté¹ sur une base normalisée, compte non tenu des événements de février 2021 au Texas, s'est établi à 470,7 M$ pour l'exercice clos le 31 décembre 2021, en hausse de 12 % par rapport à la même période de l'an dernier. Le BAIIA ajusté proportionnel¹ sur une base normalisée, compte non tenu des événements de février 2021 au Texas, s'est établi à 578,5 M$, en hausse de 3 % par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent.

Innergex a comptabilisé une perte nette de 185,4 M$ (perte de base et diluée de 1,09 $ par action) pour l'exercice clos le 31 décembre 2021, comparativement à une perte nette de 29,1 M$ (perte de base et diluée de 0,23 $ par action) pour la période correspondante de 2020. Outre la performance d'exploitation expliquée précédemment et la hausse des charges liées aux projets potentiels, l'augmentation de 156,3 M$ de la perte nette s'explique principalement par les événements de février 2021 au Texas, qui ont entraîné une incidence défavorable nette de 81,3 M$ (se reporter à la rubrique « Événements de février 2021 au Texas » du rapport annuel 2021 pour plus d'information), par la comptabilisation de charges de dépréciation par l'entremise de la quote-part de la perte des installations en coentreprise Flat Top et Shannon de la Société de respectivement 53,8 M$ et 58,8 M$, par une augmentation de 27,1 M$ des amortissements attribuable principalement aux acquisitions de Energía Llaima et de Curtis Palmer, à l'incidence sur un exercice complet des acquisitions de Mountain Air et de Salvador réalisées en 2020 et à la mise en service de Griffin Trail et Hillcrest en 2021, par une variation défavorable latente de 26,8 M$ de la juste valeur des instruments financiers surtout liée à l'augmentation des courbes de prix de l'électricité du marché relativement à la couverture du prix de l'électricité de Phoebe, compensée en partie par une variation favorable des courbes des taux à terme comparativement à la période correspondante de 2020, par une augmentation de 19,1 M$ des charges financières se rapportant surtout au parc éolien Griffin Trail et au parc solaire Hillcrest, à l'acquisition d'Energía Llaima et à une hausse des intérêts compensatoires au titre de l'inflation des obligations à rendement réel de Harrison Hydro, et par la comptabilisation de charges de dépréciation liées au parc solaire Phoebe au Texas en raison des frais d'engorgement plus élevés que prévu, à la participation détenue précédemment dans Energía Llaima compte tenu du prix d'achat de la participation restante et à une participation minoritaire en France, qui ont totalisé respectivement 24,7 M$, 6,3 M$ et 5,9 M$, comparativement à une charge de dépréciation de 26,6 M$ liée à l'investissement dans Energía Llaima en 2020. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par une variation favorable de 8,8 M$ de la partie réalisée des instruments financiers se rapportant surtout à la couverture de base de Phoebe, par rapport à la période correspondante de 2020, par une augmentation de 24,1 M$ 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, et par une augmentation de 45,1 M$ du recouvrement d'impôt, en raison essentiellement de l'incidence des événements de février 2021 au Texas et de la reprise des passifs d'impôt différé liés 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, facteurs compensés en partie par les attributs fiscaux alloués aux investisseurs participant au partage fiscal des installations de Griffin Trail et Hillcrest mises en service en 2021.

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.

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

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2021, les entrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation ont totalisé 265,5 M$, contre 235,1 M$ pour la même période l'an dernier. L'augmentation est principalement attribuable à l'apport des acquisitions d'Energía Llaima, de Licán et de Curtis Palmer au deuxième semestre de 2021, de la mise en service du parc solaire Hillcrest et du parc éolien Griffin Trail en 2021 et de l'incidence pour un exercice complet des acquisitions de Mountain Air et de Salvador en 2020, à une variation favorable de 20,9 M$ de la perte réalisée sur la couverture de base de Phoebe, à l'augmentation des produits des centrales hydroélectriques de la Colombie-Britannique, qui s'explique par les données moins élevées de 2020, lesquelles tenaient compte de l'incidence de la réduction imposée par BC Hydro à cinq centrales, et à une augmentation des distributions reçues des coentreprises et des entreprises associées découlant surtout d'une distribution reçue d'Energía Llaima au deuxième trimestre de 2021. L'augmentation a été partiellement contrebalancée par les événements de février 2021 au Texas, qui ont contribué à hauteur de 17,1 M$ à la baisse des flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation.

Le tableau suivant résume les flux de trésorerie disponibles² et le ratio de distribution² normalisés pour exclure l'incidence des événements de février 2021 au Texas, pour l'exercice clos le 31 décembre 2021.

Calcul des flux de trésorerie disponibles et du ratio de distribution^1	Périodes de douze mois closes les 31 décembre
	2021	Événements de février 2021 au Texas (9 jours)^2	2021 Normalisé	2020	2019
Flux de trésorerie disponibles^1,2	92 315	15 789	108 104	93 260	93 311
Dividendes déclarés sur actions ordinaires	132 229	--	132 229	125 543	95 046
Ratio de distribution^1,2	143 %	(20) %	122 %	135 %	102 %

1.	Les flux de trésorerie disponibles et le ratio de distribution 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 l'exercice clos le 31 décembre 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 annuel 2021 pour plus d'information.

Pour la période de douze mois close le 31 décembre 2021, les dividendes déclarés sur les actions ordinaires par la Société ont représenté 143 % des flux de trésorerie disponibles². En excluant l'incidence des événements de février 2021 au Texas, les dividendes déclarés sur les actions ordinaires par la Société ont représenté 122 % des flux de trésorerie disponibles² normalisés, comparativement à 135 % pour la même période de l'an dernier.

2.	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.

MISE À JOUR AU SUJET DES ACTIVITÉS DE DÉVELOPPEMENT
(Au 23 février 2022)

Le 25 octobre 2021, Innergex et Hydro-Québec ont réalisé l'acquisition de Curtis Palmer, un portefeuille d'actifs hydroélectriques au fil de l'eau de 60 MW situé à Corinth, dans l'État de New York, composé de la centrale Curtis Mills de 12 MW et de la centrale Palmer Falls de 48 MW (« Curtis Palmer »). Cette acquisition conjointe est la première réalisée dans le cadre de l'Alliance stratégique formée par Innergex et Hydro-Québec en 2020. Innergex détient indirectement une participation de 50 % dans les centrales de Curtis Parlmer et Hydro-Québec détient indirectement la participation restante de 50 %. La contrepartie totale pour cette acquisition était de 321,6 M$ US (397,3 M$), dont une contrepartie conditionnelle de 3,2 M$ US (3,9 M$).

Le 28 décembre 2021, la Société a conclu la vente de sa participation de 51 % dans le parc éolien Flat Top (« Flat Top ») pour un montant nominal.

La construction du projet hydroélectrique Innavik de 7,5 MW au Québec, au Canada, s'est poursuivie et sa mise en service commerciale devrait avoir lieu à la fin de 2022. En France, au projet de stockage par batterie autonome Tonnerre, les activités de construction sont pratiquement terminées, et les activités de mise en service et d'essai sont en cours. Aux États-Unis, les travaux de construction ont commencé au projet solaire et de stockage d'énergie par batteries Hale Kuawehi avec le début des travaux de génie civil et la construction de routes et de zones de dépôt.

Les projets en développement avancent bien, trois nouveaux projets en développement ayant été ajoutés : le projet éolien Boswell Springs et le projet solaire Palomino, aux États-Unis, ainsi que le projet éolien Auxy Bois Régnier, en France, qui a obtenu un contrat d'achat d'électricité de 20 ans avec EDF-OA le 23 février 2022.

ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS

Le 28 janvier 2022, Innergex a réalisé l'acquisition du parc solaire San Andrés de 50,6 MW situé au Chili (« San Andrés »). Le parc, mis en service en 2014, est situé dans le désert d'Atacama, dans le nord du Chili. Le parc San Andrés a été acquis contre une contrepartie totale de 25,8 M$ US (32,7 M$), déduction faite de la trésorerie acquise. Ce parc devrait fournir une production moyenne à long terme brute d'environ 118,9 GWh par an.

Le 3 février 2022, Innergex a conclu une entente visant l'acquisition de la totalité des actions ordinaires d'Aela Generación S.A. et d'Aela Energía SpA (ensemble, « Aela »), un portefeuille de trois parcs éoliens en exploitation récemment construits d'une puissance de 332 MW situés au Chili, pour un prix d'achat de 685,5 M$ US (870,6 M$) (l'« acquisition d'Aela »), y compris la prise en charge d'une dette existante de 385,5 M$ US (489,6 M$), sous réserve des ajustements de clôture usuels.

Le 10 février 2022, Innergex a conclu deux contrats de change à terme d'un montant nominal total de 100,0 M$ US (126,8 M$) afin de gérer son exposition aux fluctuations des taux de change liée au prix d'achat. De plus, afin de gérer son exposition au risque de hausse des taux d'intérêt relativement à une partie du refinancement prévu de la dette sans recours reprise lors de l'acquisition et aux projets chiliens existants d'Innergex, Innergex a conclu deux swaps différés de taux d'intérêt, le 17 février et le 18 février 2022, respectivement, d'un montant nominal total de 172,8 M$ US (219,1 M$).

Grâce à ce nouveau portefeuille éolien, Innergex diversifie ses activités sur le plan géographique et sur le plan des sources d'énergie et fait plus que doubler sa puissance installée au Chili, ce qui lui ouvre la voie au refinancement de l'ensemble de son portefeuille au Chili afin de générer une valeur ajoutée à long terme. La clôture de l'acquisition est prévue au deuxième trimestre de 2022 et est assujettie à l'approbation de l'Agence antitrust chilienne (Fiscalía Nacional Económica) et aux conditions de clôture habituelles.

Dans le cadre de l'appel public à l'épargne conclu le 22 février 2022, la Société a émis 9 718 650 actions ordinaires à un prix de 17,75 $ l'action pour un produit en trésorerie de 172,5 M$. Parallèlement à la clôture de l'appel public à l'épargne, Hydro-Québec a souscrit 2 100 000 actions ordinaires de la Société pour un produit en trésorerie de 37,3 M$.

RÉSULTATS PAR RAPPORT AUX PRÉVISIONS POUR 2021

En 2021, la Société a dépassé ses cibles de croissance pour 2021. La production a toutefois été inférieure de 3 % aux cibles.

	2021			2020
	Réel normalisé^3		Cible^4	Réel^1
Production (GWh)^2	9 055	+12 %	+15 %	8 074
Produits	692 241	+13 %	+10 %	613 207
BAIIA ajusté^2	470 670	+12 %	+10 %	422 109
BAIIA ajusté proportionnel^2	578 472	+3 %	+2 %	560 328
Nombre d'installations en exploitation	79			75
Puissance installée nette (MW)	3 101			2 742

1.	Résultats des activités poursuivies, sauf indication contraire.
2.	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 présent communiqué de presse pour plus d'information.
3.	Pour l'exercice clos le 31 décembre 2021, la performance financière et les résultats d'exploitation 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 annuel 2021 pour plus d'information.
4.	Les cibles ont été révisées en novembre 2021. Veuillez vous reporter au rapport de gestion de la période close le 30 septembre 2021 déposé le 9 novembre 2021.

Les cibles financières ont été dépassées principalement en raison des facteurs suivants : les acquisitions réalisées en 2021 (Energía Llaima, Curtis Palmer et Licán) et l'apport supérieur aux prévisions des installations récemment mises en service (Yonne II, Hillcrest et Griffin Trail). La cible de production n'a pas été atteinte principalement en raison des régimes éoliens moyens plus faibles en France et au Québec, des débits d'eau moyens plus faibles en Colombie-Britannique et d'autres événements liés aux conditions météorologiques.

CIBLES DE CROISSANCE POUR 2022

	2022		2021
	Cible		Réel normalisé^3
Production (GWh)^2	≈	+18 %	9 055
Produits	≈	+16 %	692 241
Charges d'exploitation, frais généraux et administratifs et charges liées aux projets potentiels	≈	+18 %	221 571
BAIIA ajusté^2	≈	+15 %	470 670
BAIIA ajusté proportionnel^2	≈	+14 %	578 472
Nombre d'installations en exploitation		82	79
Puissance installée nette (MW)		3 156	3 101

1.	Résultats des activités poursuivies, sauf indication contraire.
2.	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 présent communiqué de presse pour plus d'information.
3.	Pour l'exercice clos le 31 décembre 2021, la performance financière et les résultats d'exploitation 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 annuel 2021 pour plus d'information.

La Société présente ici ses cibles de croissance pour 2022, pour lesquelles elle a eu recours à certaines hypothèses afin de donner aux lecteurs une indication de ses activités commerciales et de sa performance d'exploitation. Ces hypothèses tiennent compte de l'apport sur un exercice complet des acquisitions réalisées en 2021 (Energía Llaima, Curtis Palmer et Licán), de l'apport sur un exercice complet des installations mises en service en 2021 (Yonne II, Hillcrest et Griffin Trail), du succès de la mise en service de la centrale hydroélectrique Innavik (quatrième trimestre de 2022) et du projet de batteries Tonnerre (premier trimestre de 2022), des prévisions moyennes des régimes hydrologiques, éoliens et de l'irradiation solaire afin d'atteindre 100 % de la PMLT pour l'ensemble des installations, de la disponibilité de ressources en capital et l'exécution par les tiers de leurs obligations contractuelles en temps opportun, de l'absence d'événements importants survenant hors du cours normal des affaires, comme une catastrophe naturelle, une pandémie ou autre, des prix moyens au comptant du marché conformes aux courbes de prix externes et aux prévisions internes, de l'absence de fluctuations importantes du taux de change présumé entre le dollar américain et le dollar canadien et entre l'euro et le dollar canadien, de l'absence de variations importantes des taux d'intérêt, d'un taux d'inflation moyen fondé sur la tendance historique et d'une augmentation des salaires fondée sur les hypothèses moyennes du marché.

Les cibles de croissance pour 2022 ne tiennent pas compte des acquisitions potentielles qui pourraient être réalisées en 2022 ni des répercussions potentielles de futures vagues de COVID-19. Les cibles de croissance pour 2022 ne tiennent pas compte de l'incidence de l'acquisition d'Aela ni des actions émises pour financer cette future transaction. Les prévisions seront revues à la clôture de l'acquisition d'Aela.

Ces hypothèses sont fondées sur les informations dont dispose actuellement la Société et cette liste d'hypothèses n'est pas exhaustive. Ces hypothèses, bien que jugées raisonnables par la Société le 23 février 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.

PLAN STRATÉGIQUE 2020-2025

Innergex a adopté un plan stratégique pour la période allant de 2020 à 2025. Le succès du plan stratégique sera évalué sur la base d'un ensemble de critères qualitatifs et quantitatifs. Le succès ne sera pas mesuré en termes de MW, mais plutôt sur la capacité de la Société à augmenter le rendement des actionnaires tout en gérant de manière efficiente ses actifs de haute qualité et en poursuivant sa croissance de manière fructueuse.

• Croître responsablement : Concentrer notre croissance sur nos marchés actuels et cibler les opportunités dans les marchés voisins
• Bâtir notre expertise : Devenir un expert dans le déploiement de technologies de stockage de l'énergie
• Optimiser nos opérations : Valoriser l'expertise et l'innovation pour maximiser les rendements de nos actifs de grande qualité
• Diversifier nos activités : Augmenter la diversification des activités et des actifs de la Société

Malgré des résultats financiers moins élevés en 2021, les cibles présentées dans le rapport de gestion de la période close le 30 septembre 2021 devraient rester sensiblement les mêmes. Le BAIIA ajusté proportionnel devrait atteindre un taux de croissance annuel composé d'environ 9 % d'ici 2025, pour s'établir à 870 M$ et les flux de trésorerie disponibles par action devraient atteindre un taux de croissance annuel composé d'environ 12 % d'ici 2025, pour s'établir à 0,95 $.

Les graphiques suivants présentent les cibles pour 2022 et 2025.

La poursuite de la croissance d'Innergex proviendra d'une stratégie équilibrée combinant le développement de nouveaux projets comportant un profil de contributions en trésorerie différées et les acquisitions stratégiques sur les marchés actuels comportant un profil de contributions en trésorerie à plus court terme. Les chiffres projetés ci-dessus ne tiennent pas compte des transactions ou des projets potentiels qui pourraient être réalisés ou développés dans le cadre de l'Alliance stratégique avec Hydro-Québec.

La Société présente les perspectives du plan stratégique 2020-2025 afin de donner aux lecteurs une indication de ses activités commerciales et de sa performance d'exploitation. Les perspectives du plan stratégique 2020-2025 présentées ici sont fondées sur certaines hypothèses, notamment la réalisation du plan de croissance visant à atteindre 5 000 MW de puissance brute installée reposant sur un mélange stratégique d'activités de développement et d'acquisitions d'actifs en exploitation, les prévisions moyennes des régimes hydrologiques, éoliens et de l'irradiation solaire qui permettent d'atteindre 100 % de la PMLT pour l'ensemble des installations, le renouvellement réussi des CAÉ en tenant compte de la pression éventuelle sur les prix, l'indexation des CAÉ contractuels, l'augmentation de l'investissement dans les charges liées aux projets potentiels pour réaliser le plan de croissance, l'absence de changements importants dans la conjoncture du marché et les perspectives financières du secteur, l'absence de conséquences négatives importantes sur les marchés de l'investissement à long terme et du crédit, des ressources humaines suffisantes pour fournir les services et exécuter le plan d'investissement, la conjoncture favorable du marché pour l'émission d'actions afin de soutenir le financement de la croissance, l'absence de variations importantes des taux d'intérêt, des prix moyens au comptant du marché conformes aux courbes de prix externes et aux prévisions internes, l'absence de ralentissement économique grave et prolongé, l'entretien continu de l'infrastructure des technologies de l'information et l'absence de violations importantes liées à la cybersécurité, l'absence d'événements importants survenant hors du cours normal des affaires, comme une catastrophe naturelle, une pandémie ou un autre désastre, l'absence de fluctuations importantes du taux de change présumé entre le dollar américain et le dollar canadien et entre l'euro et le dollar canadien, un taux d'inflation moyen basé sur la tendance historique et une augmentation des salaires fondée sur les hypothèses moyennes du marché.

Ces hypothèses sont fondées sur les informations dont dispose actuellement la Société et cette liste d'hypothèses n'est pas exhaustive. Ces hypothèses, bien que jugées raisonnables par la Société le 23 février 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.

DÉCLARATION DE DIVIDENDE

Le conseil d'administration a décidé de maintenir le dividende annuel à 0,72 $ par action ordinaire pour 2022, compte tenu du plan de croissance envisagé, tant en termes d'acquisitions que de développement de nouveaux projets.

Le tableau suivant présente les dividendes qui seront versés par la Société le 15 avril 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
23 février 2022	31 mars 2022	15 avril 2022	0,180 $	0,202750 $	0,359375 $

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, le bénéfice net ajusté (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.

Production, produits, BAIIA ajusté, et marge et mesures proportionnelles correspondantes

Les références à la « quote-part de la production des coentreprises et des entreprises associées d'Innergex » dans le présent document visent la participation d'Innergex dans la production des coentreprises et des entreprises associées.

Les références à la « quote-part des produits des coentreprises et des entreprises associées d'Innergex » dans le présent document visent la participation d'Innergex dans les produits des coentreprises et entreprises associées. 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 à la « quote-part du BAIIA ajusté des coentreprises et des entreprises associées d'Innergex » dans le présent document visent la participation d'Innergex dans le BAIIA ajusté des coentreprises et entreprises associées. 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.

Les références à la « marge du BAIIA ajusté » dans le présent document visent le BAIIA ajusté divisé par les produits. Les références à la « marge du BAIIA ajusté proportionnel » dans le présent document visent le BAIIA ajusté proportionnel divisé par les produits proportionnels.

Innergex estime que la présentation de ces mesures permet d'améliorer la compréhension de la performance d'exploitation de la Société. Les lecteurs sont avisés que la quote-part des produits des coentreprises et des entreprises associées d'Innergex et 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, la quote-part du BAIIA ajusté des coentreprises et des entreprises associées d'Innergex, le BAIIA ajusté proportionnel, la marge du BAIIA ajusté, et la marge du 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 ».

	Périodes de trois mois closes les 31 décembre						Exercices clos les 31 décembre
	2021			2020			2021			2020
	Production  (MWh)	Produits	BAIIA ajusté	Production  (MWh)	Produits	BAIIA ajusté	Production  (MWh)	Produits	BAIIA ajusté	Production  (MWh)	Produits	BAIIA ajusté
Consolidé^1	2 583 157	202 388	137 311	2 186 961	167 927	117 830	9 055 215	747 208	525 637	8 073 914	613 207	422 109
Quote-part des coentreprises et des entreprises associées d'Innergex :
Hydroélectrique^3	55 997	7 507	5 029	129 076	14 413	10 354	481 505	50 547	38 547	582 738	64 395	49 826
Éolien^2	37 003	4 752	4 210	253 890	8 915	4 861	311 106	60 489	54 989	920 773	31 512	16 840
Solaire^3	--	--	--	3 431	455	240	5 540	885	554	12 715	1 875	1 076
	93 000	12 259	9 239	386 397	23 783	15 455	798 151	111 921	94 090	1 516 226	97 782	67 742
CIP et quote-part d'Innergex des CIP générés :
Foard City		10 522	10 522		12 569	12 569		38 645	38 645		43 850	43 850
Griffin Trail		5 882	5 882		--	--		9 339	9 339		--	--
Shannon (50 %)^2		--	--		3 130	3 130		2 767	2 767		11 616	11 616
Flat Top (51 %)^2		--	--		3 946	3 946		3 267	3 267		15 011	15 011
		16 404	16 404		19 645	19 645		54 018	54 018		70 477	70 477
Proportionnel	2 676 157	231 051	162 954	2 573 358	211 355	152 930	9 853 366	913 147	673 745	9 590 140	781 466	560 328
Marge du BAIIA ajusté			67,8 %			70,2 %			70,3 %			68,8 %
Marge du BAIIA ajusté proportionnel			70,5  %			72,4  %			73,8  %			71,7  %

1.	Certaines installations sont traitées comme des coentreprises et des entreprises associées et sont comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence; leurs produits ne sont pas inclus dans les produits consolidés de la Société et, afin d'assurer la cohérence, leur production d'électricité a été exclue de la production et incluse dans la production proportionnelle.
2.	Les résultats des installations en coentreprise Flat Top et Shannon depuis le 1er avril 2021 ont été exclus en raison du classement des actifs et des passifs de ces projets comme étant des groupes destinés à être cédés classés comme détenus en vue de la vente, à la suite des événements de février 2021 au Texas. Veuillez vous reporter à la rubrique « Événements de février 2021 au Texas » du rapport annuel pour plus d'information.
3.	Le 9 juillet 2021, Innergex a acquis la participation restante de 50 % dans Energía Llaima et exerce donc un contrôle sur l'entreprise émettrice, ce qui a déclenché la consolidation et l'exclusion au même moment des résultats de la quote-part des coentreprises.

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 :

		Périodes de trois mois closes les 31 décembre		Exercices clos les 31 décembre
		2021	2020	2021	2020
Produits		202 388	167 927	747 208	613 207
Quote-part des produits des coentreprises et des entreprises associées d'Innergex		12 259	23 783	111 921	97 782
CIP et quote-part d'Innergex des CIP générés		16 404	19 645	54 018	70 477
Produits proportionnels		231 051	211 355	913 147	781 466
Bénéfice net (perte nette)		5 743	11 894	(185 394)	(29 111)
Charge (recouvrement) d'impôt sur le résultat		37 158	7 357	(26 240)	18 897
Charges financières		67 417	57 443	252 255	233 143
Amortissements		77 748	58 465	255 640	228 526
Dépréciation d'actifs non courants		12	26 659	36 986	26 659
BAIIA		188 078	161 818	333 247	478 114
Autres produits, montant net		(34 565)	(7 304)	(89 621)	(65 554)
Quote-part (du bénéfice) de la perte des coentreprises et des entreprises associées		(791)	(13 874)	189 889	7 524
Variation de la juste valeur des instruments financiers		(15 411)	(22 810)	92 122	2 025
BAIIA ajusté		137 311	117 830	525 637	422 109
Quote-part du BAIIA ajusté des coentreprises et des entreprises associées d'Innergex		9 239	15 455	94 090	67 742
CIP et quote-part d'Innergex des CIP générés		16 404	19 645	54 018	70 477
BAIIA ajusté proportionnel		162 954	152 930	673 745	560 328
Marge du BAIIA ajusté		67,8 %	70,2 %	70,3 %	68,8 %
Marge du BAIIA ajusté proportionnel		70,5 %	72,4 %	73,8 %	71,7 %

Bénéfice net ajusté (Perte nette ajustée)

Les références au « bénéfice net ajusté (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.

La bénéfice net ajusté (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 lecteurs sont avisés que le bénéfice net ajusté (perte nette ajustée) ne doit pas être considérée 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 (perte nette ajustée).

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

Bénéfice net ajusté (perte nette ajustée)	Périodes de trois mois closes les 31 décembre		Exercices clos les 31 décembre
	2021	2020	2021	2020
Bénéfice net (perte nette)	5 743	11 894	(185 394)	(29 111)
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	(377)	(7 935)	20 226	15 722
Partie non réalisée de la variation de la juste valeur des instruments financiers	(15 751)	(21 125)	18 502	(8 329)
Dépréciation d'actifs non courants	12	26 659	36 986	26 659
(Profit réalisé) perte réalisée sur la résiliation des swaps de taux d'intérêt	(377)	--	2 508	--
(Profit réalisé) perte réalisée sur la couverture de base de Phoebe	(955)	133	(2 546)	19 586
Profit réalisé sur les contrats de change à terme	(2 193)	(150)	(4 074)	(1 730)
Charge d'impôt liée aux éléments ci-dessus	3 924	3 514	(85 754)	(486)
(Perte nette ajustée) bénéfice net ajusté	(9 974)	12 990	(6 951)	22 311

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

	Périodes de trois mois closes les 31 décembre						Exercices clos les 31 décembre
	2021			2020			2021			2020
	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	202 388	--	202 388	167 927	--	167 927	747 208	(54 967)	692 241	613 207	--	613 207
Charges d'exploitation	42 555	--	42 555	36 510	--	36 510	149 106	--	149 106	131 442	--	131 442
Frais généraux et administratifs	12 813	--	12 813	9 979	--	9 979	45 098	--	45 098	42 948	--	42 948
Charges liées aux projets potentiels	9 709	--	9 709	3 608	--	3 608	27 367	--	27 367	16 708	--	16 708
BAIIA ajusté	137 311	--	137 311	117 830	--	117 830	525 637	(54 967)	470 670	422 109	--	422 109
Charges financières	67 417	--	67 417	57 443	--	57 443	252 255	--	252 255	233 143	--	233 143
Autres produits, montant net	(34 565)	2 193	(32 372)	(7 304)	150	(7 154)	(89 621)	4 074	(85 547)	(65 554)	1 730	(63 824)
Amortissements	77 748	--	77 748	58 465	--	58 465	255 640	--	255 640	228 526	--	228 526
Dépréciation d'actifs non courants	12	(12)	--	26 659	(26 659)	--	36 986	(36 986)	--	26 659	(26 659)	--
Quote-part (du bénéfice) de la perte des coentreprises et des entreprises associées	(791)	519	(272)	(13 874)	10 228	(3 646)	189 889	(202 312)	(12 423)	7 524	(19 989)	(12 465)
Variation de la juste valeur des instruments financiers	(15 411)	17 083	1 672	(22 810)	20 992	(1 818)	92 122	(89 220)	2 902	2 025	(11 257)	(9 232)
Charge (recouvrement) d'impôt sur le résultat	37 158	(4 066)	33 092	7 357	(5 807)	1 550	(26 240)	91 034	64 794	18 897	4 753	23 650
Bénéfice net (perte nette)	5 743	(15 717)	(9 974)	11 894	1 096	12 990	(185 394)	178 443	(6 951)	(29 111)	51 422	22 311

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, 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 les achats d'équipement.

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. 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 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 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.

Les références au « ratio de distribution ajusté » visent les dividendes déclarés sur les actions ordinaires divisés par les flux de trésorerie disponibles ajustés.

Calcul des flux de trésorerie disponibles et du ratio de distribution	Exercices clos les 31 décembre
	2021	Événements de février 2021 au Texas (9 jours)^5	2021 Normalisé	2020	2019
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation	265 498	17 093	282 591	235 108	240 065
Ajouter (déduire) les éléments suivants :
Variation des éléments hors trésorerie du fonds de roulement d'exploitation	21 455	--	21 455	7 765	(25 634)
Dépenses en immobilisations liées à l'entretien, déduction faite des produits de cession	(8 029)	--	(8 029)	(2 828)	(8 752)
Remboursements prévus de capital sur la dette	(160 973)	--	(160 973)	(151 623)	(128 691)
Flux de trésorerie disponibles attribués aux participations ne donnant pas le contrôle^1	(25 076)	--	(25 076)	(13 491)	(12 679)
Dividendes déclarés sur actions privilégiées	(5 632)	--	(5 632)	(5 942)	(5 942)
Ajouter (déduire) les éléments non récurrents suivants^2:
Perte réalisée sur les contreparties conditionnelles	547	--	547	3 021	--
Perte réalisée sur la résiliation des swaps de taux d'intérêt	2 508	--	2 508	--	4 145
Coûts de transaction liés aux acquisitions réalisées	4 563	--	4 563	1 664	266
(Profit réalisé) perte réalisée sur la couverture de base de Phoebe^3	(2 546)	(1 304)	(3 850)	19 586	11 697
Impôt payé sur le gain intersociétés réalisé	--	--	--	--	10 594
Recouvrement des dépenses en immobilisations liées à l'entretien et des charges liées aux projets potentiels sur la vente de HS Orka, déduction faite de l'attribution aux participations ne donnant pas le contrôle^4	--	--	--	--	8 242
Flux de trésorerie disponibles^5	92 315	15 789	108 104	93 260	93 311
Dividendes déclarés sur actions ordinaires	132 229	--	132 229	125 543	95 046
Ratio de distribution^5	143 %	(20) %	122 %	135 %	102 %
Ajuster pour tenir compte des éléments suivants :
Charges liées aux projets potentiels			27 367	16 708	12 905
Flux de trésorerie disponibles ajustés			135 471	109 968	106 216
Ratio de distribution ajusté			98  %	114   %	89  %

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.	Les éléments non récurrents, tels que les coûts de transaction ponctuels liés aux acquisitions, aux activités de refinancement ou aux stratégies fiscales, engagés dans le but d'améliorer la capacité de génération de trésorerie à long terme d'Innergex, sont exclus des flux de trésorerie disponibles, car ils sont réputés ne pas représenter la capacité de génération de trésorerie à long terme d'Innergex.
3.	Compte tenu de leur occurrence limitée (échéance atteinte le 31 décembre 2021), les profits et les pertes sur la couverture de base de Phoebe sont réputés ne pas représenter la capacité de génération de trésorerie à long terme d'Innergex.
4.	La vente de HS Orka a permis le recouvrement des dépenses en immobilisations liées à l'entretien et des charges liées aux projets potentiels de 5,7 M$ et de 9,6 M$, respectivement, qui avaient été engagées depuis l'acquisition de ce projet en février 2018. Un montant de 7,1 M$ a été déduit de la somme du recouvrement étant donné qu'il se rapporte à des participations ne donnant pas le contrôle.
5.	Pour l'exercice clos le 31 décembre 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 » pour plus d'information.

INFORMATIONS SUPPLÉMENTAIRES
Les états financiers consolidés audités et les notes y afférentes ainsi que le rapport de gestion de l'exercice 2021 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 24 février 2022, à 10 h HNE. 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/3fjE0gt 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 80 actifs de haute qualité en exploitation d'une puissance installée nette de 3 152 MW (puissance installée brute de 3 852 MW) et d'une capacité de stockage d'énergie de 150 MWh, dont 40 centrales hydroélectriques, 32 parcs éoliens et 8 parcs solaires. Elle détient également une participation dans 12 projets en développement d'une puissance installée nette totale de 733 MW (puissance installée brute de 770 MW) et d'une capacité de stockage d'énergie de 329 MWh, dont 3 installations sont présentement en construction, et des projets potentiels qui en sont à différents stades de développement d'une puissance brute totale de 7 122 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 5 « Perspectives » du rapport annuel 2021 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 douze mois closes le 31 décembre 2021.

SOURCE Innergex Énergie Renouvelable Inc.

Investisseurs, Jean-François Neault, Chef de la direction financière, 450 928-2550, poste 1207, [email protected]; Médias, Karine Vachon, Directrice principale - Communications, 450 928-2550, poste 1222, [email protected], Innergex énergie renouvelable inc., www.innergex.com