- 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.
« 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
ajusté1
|
137 311
|
117 830
|
17 %
|
525 637
|
(54 967)
|
470 670
|
422 109
|
12 %
|
Marge du BAIIA
ajusté1
|
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 ajusté1
|
(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
proportionnels1
|
231 051
|
211 355
|
9 %
|
913 147
|
(95 273)
|
817 874
|
781 466
|
5 %
|
BAIIA ajusté
proportionnel1
|
162 954
|
152 930
|
7 %
|
673 745
|
(95 273)
|
578 472
|
560 328
|
3 %
|
Marge de BAIIA ajusté
proportionnel1
|
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
disponibles1
|
|
|
|
92 315
|
15 789
|
108 104
|
93 260
|
16 %
|
Ratio de
distribution1, 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
distribution1
|
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
disponibles1,2
|
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
distribution1,2
|
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
normalisé3
|
Cible4
|
Réel1
|
Production
(GWh)2
|
9 055
|
+12
%
|
+15 %
|
8 074
|
Produits
|
692 241
|
+13
%
|
+10 %
|
613 207
|
BAIIA
ajusté2
|
470 670
|
+12
%
|
+10 %
|
422 109
|
BAIIA ajusté
proportionnel2
|
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
normalisé3
|
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
ajusté2
|
≈
|
+15 %
|
470 670
|
BAIIA ajusté
proportionnel2
|
≈
|
+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
|
Consolidé1
|
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 :
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Hydroélectrique3
|
55 997
|
7 507
|
5 029
|
129 076
|
14 413
|
10 354
|
481 505
|
50 547
|
38 547
|
582 738
|
64 395
|
49 826
|
Éolien2
|
37 003
|
4 752
|
4 210
|
253 890
|
8 915
|
4 861
|
311 106
|
60 489
|
54 989
|
920 773
|
31 512
|
16 840
|
Solaire3
|
--
|
--
|
--
|
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
contrôle1
|
(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 suivants2 :
|
|
|
|
|
|
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 Phoebe3
|
(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
contrôle4
|
--
|
--
|
--
|
--
|
8 242
|
Flux de trésorerie
disponibles5
|
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
distribution5
|
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.