Innergex publie ses résultats du deuxième trimestre 2015

  • La production augmente de 1 % pour le trimestre et atteint 93 % de la moyenne à long terme; elle augmente de 19 % pour la période de six mois et atteint 103 % de la moyenne à long terme;
  • Les produits augmentent de 1 % à 70,2 M$ pour le trimestre et de 19 % à 127,9 M$ pour la période de six mois
  • Le BAIIA ajusté baisse de 1 % à 53,4 M$ pour le trimestre et augmente de 22 % à 96,4 M$ pour la période de six mois
  • Un financement à taux fixe et sans recours de 197,2 M$ est conclu pour le projet hydroélectrique Big Silver Creek de 40,6 MW en Colombie-Britannique
  • Les travaux de construction commencent pour le projet éolien Mesgi'g Ugju's'n au Québec
  • L'impact du feu de forêt aux projets Upper Lillooet River et Boulder Creek semble limité étant donné que la Société s'attend à être indemnisée et ne prévoit pas subir de conséquences financières défavorables importantes

LONGUEUIL, QC, le 5 août 2015 /CNW Telbec/ - Innergex énergie renouvelable inc. (TSX: INE) (« Innergex » ou la « Société ») publie aujourd'hui ses résultats d'exploitation et financiers pour le deuxième trimestre clos le 30 juin 2015.

« La forte production de nos parcs éoliens et solaire durant le trimestre a compensé l'impact de faibles débits d'eau en Colombie-Britannique et nous sommes très satisfaits de notre performance pour la première moitié de l'année », déclare Michel Letellier, président et chef de la direction de la Société. « Nous avons fait progresser notre programme de financement par voie de dette liée aux projets en clôturant le financement à faible taux de la centrale hydroélectrique Big Silver Creek, et nous avons entamé comme prévu la construction du parc éolien Mesgi'g Ugju's'n, notre cinquième projet en développement. Nous maintenons nos perspectives très favorables de croissance des flux de trésorerie d'ici 2017 et nous poursuivons nos efforts pour renouveler nos sources de croissance à long terme au Canada et à l'international », ajoute M. Letellier.

RÉSULTATS D'EXPLOITATION




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

Périodes de trois mois closes

le 30 juin

Périodes de six mois closes

le 30 juin

2015


2014


2015


2014


Production d'électricité (MWh)

904 172


898 722


1 562 600


1 315 931


Moyenne à long terme (MWh)

971 195


934 874


1 513 964


1 433 838


Produits

70 171


69 649


127 898


107 248


BAIIA ajusté1

53 415


53 817


96 370


79 146


Bénéfice net (perte nette)

22 506


(14 189)


(15 304)


(52 294)


Bénéfice net (perte nette), $ par action - de base2

0,21


(0,10)


(0,10)


(0,40)
















12 derniers mois clos le 30 juin






2015


2014


Flux de trésorerie disponibles1





85 733


48 347


Ratio de distribution1





72

%

118

%

1 Veuillez vous reporter à la rubrique « Mise en garde sur les mesures non conformes aux IFRS » pour la définition du BAIIA ajusté, des Flux de trésorerie disponibles et du Ratio de distribution.

2 Le bénéfice net (la perte nette) par action est le bénéfice net (la perte nette) attribuable aux propriétaires de la société mère, moins le dividende déclaré sur les actions privilégiées, divisé(e) par le nombre moyen pondéré d'actions en circulation.

 

Production d'électricité

Pour la période de trois mois close le 30 juin 2015, la production d'électricité a atteint 904 GWh, soit 93 % de la production moyenne à long terme (PMLT) de 971 GWh. Dans l'ensemble, les centrales hydroélectriques ont produit 88 % de leur PMLT, en raison principalement de débits d'eau inférieurs à la moyenne aux six centrales de Harrison Hydro L.P. détenues à 50 % en Colombie-Britannique, lesquels ont plus que compensé des débits d'eau conformes à la moyenne au Québec et en Ontario. Dans l'ensemble, les parcs éoliens ont produit 120 % de leur PMLT, en raison principalement de régimes de vent supérieurs à la moyenne. Le parc solaire Stardale a produit 107 % de sa PMLT, en raison de régimes solaires supérieurs à la moyenne. L'augmentation de la production de 1 % par rapport à la même période l'an dernier est attribuable principalement à des régimes de vents plus élevés, ainsi qu'à l'apport de la centrale hydroélectrique SM-1 acquise en juin 2014, contrebalancés par des débits d'eau moins élevés en Colombie-Britannique.

Pour la période de six mois close le 30 juin 2015, la production d'électricité a atteint 1 563 GWh, soit 103 % de la PMLT de 1 514 GWh. Dans l'ensemble, les centrales hydroélectriques ont produit 102 % de leur PMLT, en raison principalement de débits d'eau conformes à la moyenne dans presque tous les marchés. Dans l'ensemble, les parcs éoliens ont produit 108 % de leur PMLT, en raison principalement de régimes de vent supérieurs à la moyenne. Le parc solaire Stardale a produit 102 % de sa PMLT, en raison de régimes solaires conformes à la moyenne. L'augmentation de la production de 19% par rapport à la même période l'an dernier est attribuable principalement à des débits d'eau en Colombie-Britannique et des régimes de vent plus élevés, ainsi qu'à l'apport de la centrale hydroélectrique SM-1 acquise en juin 2014.

Produits

Pour la période de trois mois close le 30 juin 2015, la Société a enregistré des produits de 70,2 M$ comparativement à 69,6 M$ en 2014. Cette augmentation de 1 % est attribuable principalement à des régimes de vents plus élevés, ainsi qu'à l'apport de la centrale hydroélectrique SM-1 acquise en juin 2014, contrebalancés par des débits d'eau moins élevés en Colombie-Britannique.

Pour la période de six mois close le 30 juin 2015, la Société a enregistré des produits de 127,9 M$ comparativement à 107,2 M$ en 2014. Cette augmentation de 19 % est attribuable principalement à des débits d'eau en Colombie-Britannique et des régimes de vent plus élevés, ainsi qu'à l'apport de la centrale hydroélectrique SM-1 acquise en juin 2014.

BAIIA ajusté

Pour la période de trois mois close le 30 juin 2015, la Société a enregistré un BAIIA ajusté de 53,4 M$ comparativement à 53,8 M$ en 2014. Par rapport à la hausse de 1 % de la production et des produits, cette baisse de 1 % est attribuable principalement à des charges liées aux projets potentiels plus élevées. Par conséquent, la marge du BAIIA ajusté a baissé de 77,3 % à 76,1 %.

Pour la période de six mois close le 30 juin 2015, la Société a enregistré un BAIIA ajusté de 96,4 M$ comparativement à 79,1 M$ en 2014. Cette augmentation de 22 % concorde avec la hausse de la production et des produits expliquée précédemment. Par conséquent, la marge du BAIIA ajusté a augmenté de 73,8 % à 75,3 %.

Bénéfice net (Perte nette)

Exclusion faite des pertes nettes réalisées sur instruments financiers dérivés (« Dérivés »), des profits nets latents ou des pertes nettes latentes sur Dérivés, ainsi que de l'impôt qui s'y rapporte, le bénéfice net pour les périodes de trois et de six mois closes le 30 juin 2015 aurait été de 7,4 M$ et 13,6 M$ respectivement, comparativement à un bénéfice net de 8,5 M$ et une perte nette de 2,8 M$ respectivement en 2014. La baisse du bénéfice net pour la période de trois mois serait attribuable principalement à des charges liées aux projets potentiels plus élevées, tandis que la hausse du bénéfice net pour la période de six mois serait attribuable principalement à l'augmentation de la production.

Pour la période de trois mois close le 30 juin 2015, la Société a enregistré un bénéfice net de 22,5 M$ (bénéfice net de base de 0,21 $ et dilué de 0,20 $ par action), comparativement à une perte nette de 14,2 M$ (perte nette de 0,10 $ par action, de base et diluée) en 2014. Le bénéfice net s'explique en partie par un profit latent sur Dérivés de 43,1 M$ résultant du renversement de la perte latente comptabilisée au règlement des contrats à terme sur obligations de Big Silver Creek, ainsi que par une hausse des taux d'intérêt de référence durant le trimestre, partiellement contrebalancés par une perte réalisée sur Dérivés de 24,5 M$ résultant du règlement de ces Dérivés. La comptabilisation d'une perte nette de 14,2 M$ pour la période correspondante l'année précédente s'explique par une perte nette latente sur Dérivés de 29,1 M$ découlant d'une baisse des taux d'intérêt de référence.

Pour la période de six mois close le 30 juin 2015, la Société a enregistré une perte nette de 15,3 M$ (perte nette de 0,10 $ par action, de base et diluée), comparativement à une perte nette de 52,3 M$ (perte nette de 0,40 $ par action, de base et diluée) en 2014. La perte nette s'explique principalement par une perte réalisée sur Dérivés de 92,6 M$ résultant du règlement des contrats à terme sur obligations de Boulder Creek, Upper Lillooet River et Big Silver Creek, partiellement contrebalancé par le renversement de 55,1 M$ de la perte latente comptabilisée au règlement de ces Dérivés. La comptabilisation d'une perte nette de 52,3 M$ pour la période correspondante l'année précédente s'explique principalement par une perte nette latente sur Dérivés de 65,2 M$ découlant d'une baisse des taux d'intérêt de référence.

Flux de trésorerie disponibles et Ratio de distribution

Pour les 12 derniers mois clos le 30 juin 2015, la Société a généré des Flux de trésorerie disponibles de 85,7 M$, comparativement à 48,3 M$ pour la période correspondante l'année précédente. Cette augmentation est attribuable principalement à un accroissement des flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation avant les pertes réalisées sur Dérivés et aux entrées de trésorerie pour les services de transmission fournis par Harrison Hydro L.P. à d'autres installations détenues par la Société, partiellement contrebalancé par une hausse des remboursements prévus de capital sur la dette.

Le Ratio de distribution représente les dividendes déclarés sur les actions ordinaires divisés par les Flux de trésorerie disponibles. Pour les 12 derniers mois clos le 30 juin 2015, les dividendes déclarés sur les actions ordinaires ont représenté 72 % des Flux de trésorerie disponibles, comparativement à 118 % pour la même période l'an dernier. Cette amélioration est attribuable principalement à la hausse des Flux de trésorerie disponibles expliquée précédemment, qui a plus que contrebalancé l'augmentation des dividendes découlant du plus grand nombre d'actions ordinaires en circulation en vertu du Régime de réinvestissement de dividendes, de l'émission de 4 027 051 actions ordinaires de la Société en juin 2014 aux fins du paiement de l'acquisition de la centrale hydroélectrique SM-1 et de la conversion d'une portion des débentures convertibles au cours du premier trimestre de 2015.

PROJETS EN DÉVELOPPEMENT

Projet hydroélectrique Tretheway Creek

Les travaux de construction de cette centrale hydroélectrique ont débuté en octobre 2013. La construction de la prise d'eau et l'installation de la conduite forcée sont presque terminées et l'installation du système auxiliaire est en cours; l'installation des turbines et des générateurs est complétée; l'installation de la ligne de transport et du poste extérieur est presque terminée, et leur mise sous tension est prévue en septembre. La mise en service de la centrale est prévue d'ici la fin de 2015.

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

Les travaux de construction des centrales hydroélectriques Upper Lillooet River et Boulder Creek ont débuté en octobre 2013. Les activités de construction ont repris en avril 2015 après avoir cessé pour l'hiver, comme prévu. L'installation de la ligne de transport conjointe se poursuivait et la construction des deux centrales était en cours, tout comme les travaux d'excavation et de consolidation pour les deux tunnels.

Le 4 juillet, 2015, tout le personnel du chantier de construction a été évacué de manière sécuritaire en raison d'un feu de forêt, lequel a balayé la région le 5 juillet. Le chantier de construction fait présentement l'objet d'une ordonnance d'accès restreint du service de feux de forêt de la province. Depuis l'évacuation, la Société et ses entrepreneurs ont eu un accès limité au site et n'ont pu faire une évaluation complète des dommages potentiels aux projets Upper Lilloeet River et Boulder Creek. Toutefois, le feu de forêt n'aurait pas atteint les principales zones d'infrastructures, hormis une partie de la ligne de transport reliant les deux centrales. L'équipe de gestion du projet et les entrepreneurs travaillent en étroite collaboration avec le service de feux de forêt de la province à identifier des zones sécuritaires en vue d'une éventuelle reprise des activités de construction au cours des prochaines semaines. La priorité est d'effectuer, par l'entremise de professionnels qualifiés, des tests préliminaires de qualité de l'air et des évaluations de risques géologiques et d'arbres présentant un danger. Le service de feux de forêt utilise également le chantier de construction comme base pour ses activités de lutte contre les incendies dans la région.

Le projet ULHP est assuré contre ce type de catastrophe naturelle, à la fois pour les dommages et les retards subis. Le processus visant à évaluer les dommages, à modifier l'échéancier des travaux et la date de mise en service prévue et à traiter les demandes de règlement d'assurance est commencé. Il faudra cependant du temps pour le mener à terme. La Société s'attend à être indemnisée et ne prévoit pas subir de conséquences financières défavorables importantes à la suite du feu de forêt.

Projet hydroélectrique Big Silver Creek

Les travaux de construction de cette centrale hydroélectrique ont débuté en juin 2014. Les travaux d'excavation pour le tunnel sont terminés et l'installation de la conduite forcée est presque complétée; la construction de la centrale se poursuit; la conception et l'approvisionnement du matériel électrique sont en cours, tout comme l'approvisionnement des turbines. Le 22 juin 2015, la Société a annoncé la clôture d'un financement sans recours de 197,2 M$ en prêts à la construction et à terme de 25 à 40 ans portant un taux d'intérêt fixe moyen pondéré de 4,71 % pour ce projet.

Projet éolien Mesgi'g Ugju's'n

Les travaux de construction de ce parc éolien ont débuté en mai 2015. Les routes d'accès sont en construction ou en réaménagement et les emplacements de turbines sont en cours de préparation pour recevoir les fondations de béton. En outre, le financement à long terme pour ce projet devrait se conclure au cours du troisième trimestre de 2015. En avril 2014, un programme de couverture a été complété, pour l'essentiel, afin de fixer le taux d'intérêt lié au financement de projet jusqu'à la clôture du financement, au moyen d'instruments financiers dérivés, éliminant pratiquement l'exposition de ce projet aux fluctuations des taux d'intérêt. Au cours du deuxième trimestre, le taux de change pour la composante en euros du contrat d'approvisionnement de turbines a été fixé, éliminant ainsi l'exposition à l'euro.

ÉVÈNEMENTS POSTÉRIEURS À LA FIN DU TRIMESTRE

Placement de 100 M$ de débentures convertibles à 4,25 % et diffusion d'un avis de rachat des débentures convertibles à 5,75 % en circulation

Le 20 juillet 2015, la Société a annoncé l'émission par voie de prise ferme de débentures subordonnées non garanties convertibles d'un capital global de 100 M$, portant intérêt au taux de 4,25 % et venant à échéance le 31 août 2020. Les débentures seront convertibles au gré du porteur en actions ordinaires d'Innergex à un prix de conversion de 15,00 $ l'action, correspondant à un taux de conversion de 66,6667 actions ordinaires pour chaque tranche de capital de 1 000 $ de débentures.

Innergex a également diffusé un avis de rachat à tous les détenteurs de ses débentures subordonnées non garanties convertibles à 5,75 % venant à échéance le 30 avril 2017 émises et en circulation en date du 20 août 2015. Jusqu'à cette date exclusivement, les porteurs des débentures convertibles à 5,75 % ont le droit de les convertir en actions ordinaires d'Innergex à un prix de conversion de 10,65 $ l'action ordinaire.

Le produit net tiré de l'émission des débentures convertibles à 4,25 % sera affecté initialement à la réduction de l'endettement existant de la Société aux termes de sa facilité à terme de crédit rotatif. Les fonds disponibles aux termes de la facilité à terme de crédit rotatif pourront ensuite être utilisés pour financer le rachat, le cas échéant, de la totalité des débentures convertibles à 5,75 % le 20 août 2015, ainsi que pour financer des projets d'acquisition, des projets de développement et/ou aux fins générales de la Société.

Modifications au Régime de réinvestissement de dividendes (« RRD »)

En raison des conditions de marché actuelles, la Société a décidé d'éliminer l'escompte de 2,5 % applicable au prix d'achat des actions émises à l'intention des actionnaires qui participent au RRD. Par conséquent, les actions achetées aux termes du RRD demeureront des actions nouvellement émises, et le prix continuera d'être fixé au cours moyen pondéré des actions ordinaires à la Bourse de Toronto pendant les cinq (5) jours ouvrables précédant immédiatement la date de versement de dividendes. Cette modification est entrée en vigueur le 5 août 2015. Toute décision de la Société destinée à modifier la méthode d'achat des actions ou l'escompte accordé sur le prix d'achat des actions nouvellement émises sera annoncée par voie de communiqué.

DÉCLARATION DE DIVIDENDE

Le tableau suivant présente les dividendes qui seront versés par la Société le 15 octobre 2015 :







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

5 août 2015

30 septembre 2015

15 octobre 2015

0,1550 $

0,3125 $

0,359375 $

 

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE ET WEBDIFFUSION - RAPPEL

La Société tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion demain, le jeudi 6 août 2015 à 10 h HAE. M. Michel Letellier, président et chef de la direction d'Innergex, et M. Jean Perron, chef de la direction financière, présenteront les résultats du deuxième trimestre de 2015, un bilan de mi-année ainsi que les perspectives de la Société. Les investisseurs et les analystes financiers sont invités à participer à la conférence en composant le 647 427-7450 ou le 1 888 231-8191 et à la webdiffusion en visitant le site Internet de la Société au www.innergex.com ou le http://cnw.ca/NA99. Les membres des médias et du public peuvent également assister à la conférence téléphonique et la webdiffusion, en mode écoute seulement. Un enregistrement de la conférence et de la webdiffusion sera disponible le même jour sur le site Internet de la Société.

À propos d'Innergex énergie renouvelable inc.

Innergex énergie renouvelable inc. (TSX: INE) est un chef de file canadien de l'industrie de l'énergie renouvelable. En activité depuis 1990, la Société développe, détient et gère des centrales hydroélectriques au fil de l'eau, des parcs éoliens et des parcs solaires photovoltaïques et elle exerce ses activités au Québec, en Ontario, en Colombie-Britannique et dans l'Idaho, aux États-Unis. Son portefeuille d'actifs comprend actuellement : i) des intérêts dans 33 centrales en exploitation d'une puissance installée nette totale de 687 MW (puissance brute de 1 194 MW), dont 26 centrales hydroélectriques, six parcs éoliens et un parc solaire photovoltaïque; ii) des intérêts dans cinq projets en développement ou en construction d'une puissance installée nette totale de 208 MW (puissance brute de 319 MW), pour lesquels des contrats d'achat d'électricité ont été obtenus; et iii) des projets potentiels d'une puissance nette totale de 3 190 MW (puissance brute de 3 330 MW). Innergex énergie renouvelable inc. est notée BBB- par S&P.

La stratégie de création de valeur pour les actionnaires de la Société est de développer ou d'acquérir des installations de production d'énergie renouvelable de grande qualité qui génèrent des flux de trésorerie constants et un attrayant rendement ajusté au risque, et de distribuer un dividende stable.

Mise en garde sur les mesures financières non conformes aux IFRS

Les états financiers consolidés pour les périodes de trois et de six mois closes le 30 juin 2015 ont été préparés conformément aux Normes internationales d'information financière (« IFRS »). Toutefois, certaines mesures mentionnées dans le présent communiqué ne sont pas des mesures reconnues en vertu des IFRS, et sont donc susceptibles de ne pas être comparables à celles présentées par d'autres émetteurs. Innergex est d'avis que ces indicateurs sont importants, car ils offrent à la direction et aux lecteurs de l'information supplémentaire sur les capacités de production et de génération de liquidités de la Société, sa capacité à maintenir les dividendes actuels et à les augmenter et sa capacité à financer sa croissance. De plus, ces indicateurs facilitent la comparaison des résultats pour différentes périodes. Le BAIIA ajusté, les Flux de trésorerie disponibles et le Ratio de distribution ne sont pas des mesures reconnues par les IFRS et n'ont pas de définition normalisée prescrite par les IFRS. Les références au « BAIIA ajusté » dans le présent communiqué visent les produits d'exploitation moins les charges d'exploitation, les frais généraux et administratifs et les charges liées aux projets potentiels. Les références aux « Flux de trésorerie disponibles » visent les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation avant la variation des éléments hors trésorerie du fonds de roulement d'exploitation, moins les dépenses en immobilisations liées à l'entretien déduction faite des produits de cession, le remboursement prévu du capital de la dette, les dividendes déclarés sur les actions privilégiées et la portion des Flux de trésorerie disponibles attribuée aux participations ne donnant pas le contrôle, plus les entrées de trésorerie perçues par Harrison Hydro Limited Partnership pour des services de transmission devant être fournis à d'autres installations détenues par la Société tout au long de leur CAÉ, plus ou moins d'autres éléments qui ne sont pas représentatifs de la capacité de génération de trésorerie à long terme de la Société, tels que les coûts de transaction liés à des acquisitions (qui sont financés au moment de l'acquisition) et les pertes ou profits réalisés sur instruments financiers dérivés utilisés pour fixer les taux d'intérêt sur les dettes liées aux projets ou le taux de change sur l'achat d'équipement. Les références au « Ratio de distribution » visent les dividendes déclarés sur les actions ordinaires divisés par les Flux de trésorerie disponibles. Les lecteurs sont avisés que le BAIIA ajusté ne doit pas être considéré comme un substitut au bénéfice net et que les Flux de trésorerie disponibles ne doivent pas être considérés comme un substitut aux flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation, déterminés conformément aux IFRS.

Mise en garde concernant l'information prospective

En vue d'informer les lecteurs sur les perspectives d'avenir de la Société, ce communiqué contient de l'information prospective au sens des lois sur les valeurs mobilières (l'« information prospective »). L'information prospective se reconnaît généralement à l'emploi de termes tels que : « prévu », « pourrait », « devrait », « estime », « anticipe », « planifie », « prévoit », « intention » ou « croit », ou d'autres termes semblables indiquant que certains événements pourraient se produire ou pas. L'information prospective exprime les projections ou attentes de la Société à l'égard d'événements ou de résultats futurs, en date du présent communiqué. Elle comprend de l'information financière prospective, afin d'informer les lecteurs de l'impact financier potentiel des projets en développement, de l'annonce de l'émission de débentures convertibles et de l'avis de rachat des débentures existantes. Cette information peut ne pas être appropriée à d'autres fins.

L'information prospective dans ce communiqué est basée sur certaines hypothèses principales formulées par la Société. Le tableau ci-dessous présente les informations prospectives contenues dans ce communiqué, les principales hypothèses dont découlent ces informations et les principaux risques et les principales incertitudes qui pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent considérablement de ces informations.

Principales hypothèses

Principaux risques et principales incertitudes

Coûts de projets estimés, obtention des permis, début des travaux de
construction, travaux à réaliser et début de la mise en service des Projets en
développement ou des Projets potentiels

La Société fait une estimation des coûts pour chaque projet en développement, fondée
sur sa grande expérience en tant que promoteur, les coûts internes différentiels ayant un
lien direct avec le projet, les coûts d'acquisition de sites et les coûts de financement,
lesquels sont éventuellement ajustés en fonction des prévisions de coûts fournies par
l'entrepreneur en ingénierie, approvisionnement et construction (IAC) retenu pour le
projet.

La Société fournit des indications sur les calendriers de réalisation et les progrès de la
construction de ses projets en développement et des indications sur ces Projets
potentiels, compte tenu de sa grande expérience en tant que promoteur.

Exécution par les contreparties, par exemple les
entrepreneurs IAC

Retards et dépassements de coûts dans la
conception et la construction des projets

Obtention des permis

Approvisionnement en matériel

Fluctuations des taux d'intérêt et risque lié au
financement

Relations avec les parties prenantes

Risques règlementaires et politiques

Taux d'inflation plus élevé que prévu

Catastrophe naturelle

 

Les risques importants et les incertitudes importantes pouvant entraîner un écart considérable entre les résultats et les développements réels, d'une part, et l'information prospective présentée dans ce communiqué, d'autre part, sont expliqués dans la Notice annuelle de la Société sous la rubrique « Facteurs de risque » et comprennent, sans s'y limiter : la capacité de la Société à mettre en œuvre sa stratégie visant à créer de la valeur pour ses actionnaires; sa capacité de lever des capitaux supplémentaires et l'état des marchés de capitaux; le risque de liquidité associé aux instruments financiers dérivés; les variations des régimes hydrologiques, éoliens et solaires; les délais et dépassements de coûts dans la conception et la construction de projets; l'incertitude quant au développement de nouvelles installations; la variabilité du rendement des installations et les pénalités afférentes; et la capacité d'obtenir de nouveaux contrats d'achat d'électricité ou de renouveler les contrats existants.

Bien que la Société soit d'avis que les attentes exprimées dans l'information prospective sont fondées sur des hypothèses raisonnables et valides, les lecteurs de ce communiqué sont mis en garde de ne pas se fier indûment à cette information prospective, car il n'existe pas de garantie qu'elle s'avère correcte. La Société ne s'engage nullement à mettre à jour ni à réviser l'information prospective pour tenir compte d'événements ou de circonstances postérieurs à la date du présent document ou par suite d'événements imprévus, à moins que la Loi ne l'exige.

 

SOURCE Innergex énergie renouvelable inc.

Renseignements : Marie-Josée Privyk, CFA, CPPD, Directrice - Communications et Développement durable, 450 928-2550, poste 222, mjprivyk@innergex.com, www.innergex.com

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