Innergex : L'expertise et le leadership mènent à des résultats solides

• Les produits des activités poursuivies ont augmenté de 23 % à 142,8 M$ au T3 2019 comparativement au T3 2018.
• Les produits proportionnels ont augmenté de 19 % à 179,8 M$ au T3 2019 comparativement au T3 2018.
• Le BAIIA ajusté des activités poursuivies a augmenté de 28 % à 107,4 M$ au T3 2019 comparativement au T3 2018.
• Le BAIIA ajusté proportionnel a augmenté de 24 % à 135,8 M$ au T3 2019 comparativement au T3 2018.
• Mise en service du parc éolien Foard City.
• Vente d'électricité du projet solaire Phoebe avant la mise en service complète.

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

LONGUEUIL, QC, le 12 nov. 2019 /CNW Telbec/ - Innergex énergie renouvelable inc. (TSX: INE) (« Innergex » ou la « Société ») publie aujourd'hui ses résultats opérationnels et financiers pour le troisième trimestre clos le 30 septembre 2019. La hausse des produits et du BAIIA ajusté des activités poursuivies est essentiellement attribuable à l'acquisition de la participation restante de 62 % dans les parcs éoliens Cartier en octobre 2018.

« Nous avons terminé la mise en service de notre plus grand parc éolien à ce jour en moins d'un an et nous sommes sur le point de procéder à la mise en service du plus grand projet solaire du Texas qui génère déjà des ventes d'électricité. Par ailleurs, des travaux de construction ont été entrepris sur le chantier de la centrale hydroélectrique d'Innavik dans le nord du Québec, laquelle fournira de l'énergie renouvelable à cette communauté inuit éloignée pour au moins 40 ans », a déclaré Michel Letellier, président et chef de la direction d'Innergex. « Grâce à notre bonne situation financière et à notre portefeuille bien garni de projets en développement et de projets potentiels, nous pouvons poursuivre notre croissance interne et continuer de grandir au moyen d'acquisitions. »

RÉSULTATS D'EXPLOITATION

Le 23 mai 2019, la Société a annoncé la clôture de la vente de sa filiale entièrement détenue Magma Energy Sweden A.B. (« Magma Sweden »), qui détient une participation d'environ 53,9 % dans HS Orka hf (« HS Orka »), détentrice de deux centrales géothermiques, d'un projet hydroélectrique en développement et de projets potentiels en Islande qui sont maintenant traités comme des activités abandonnées. Par conséquent, les données comparatives ont été retraitées. Sauf indication contraire, les chiffres figurant dans le présent communiqué de presse concernent les activités poursuivies.

Les montants présentés sont en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire.	Périodes de trois mois closes les 30 septembre		Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2019	2018	2019	2018
	montants retraités^2,3		montants retraités^2,3
Production (MWh)	1 665 362	1 236 722	4 715 820	3 689 774
Moyenne à long terme (MWh) (« PMLT »)	1 765 093	1 390 458	4 835 085	3 897 904
Produits	142 814	116 464	413 926	343 166
BAIIA ajusté^1	107 351	83 683	305 842	248 909
Bénéfice net (perte nette) découlant des activités poursuivies	9 896	5 989	(4 977)	7 399
Bénéfice net	9 703	9 456	16 194	11 477
Bénéfice net (perte nette) découlant des activités poursuivies attribuable aux propriétaires, $ par action - de base et diluée	0,10	0,06	(0,04)	0,09
Bénéfice net attribuable aux propriétaires, $ par action - de base et dilué	0,09	0,07	0,10	0,10
Production proportionnelle (MWh)^1	2 149 151	1 652 413	5 875 960	4 603 304
Produits proportionnels^1	179 816	151 151	490 830	402 651
BAIIA ajusté proportionnel^1	135 796	109 553	356 311	291 311
			Périodes de douze mois closes les 30 septembre
			2019	2018
			montants retraités^2	montants retraités^2
Flux de trésorerie disponibles^1			100 455	98 502
Ratio de distribution^1			93 %	87 %

1.	Veuillez vous reporter à la rubrique « Mise en garde sur les mesures non conformes aux IFRS » pour obtenir une définition de la production proportionnelle, des produits proportionnels, du BAIIA ajusté, du BAIIA ajusté proportionnel, des flux de trésorerie disponibles et du ratio de distribution.
2.	Pour plus d'information sur le retraitement, se reporter à la rubrique « Modifications de normes comptables » du rapport de gestion du troisième trimestre 2019.
3.	Pour plus d'information, se reporter à la rubrique « Activités abandonnées » du rapport de gestion du troisième trimestre 2019.

Période de trois mois close le 30 septembre 2019
La production s'est accrue de 35 % et la production proportionnelle de 30 % par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent.

• La production s'est établie à 94 % de la PMLT.
• Les centrales hydroélectriques ont produit 87 % de leur PMLT.
• Les parcs éoliens ont produit 104 % de leur PMLT.
• Les parcs solaires ont produit 101 % de leur PMLT.

La hausse de 23 % des produits et de 28 % du BAIIA ajusté est attribuable principalement à la participation restante de 62 % dans les parcs éoliens Cartier acquise en octobre 2018, l'augmentation des produits générés par les parcs éoliens français et à l'accroissement progressif de la production générée par le projet solaire Phoebe.

La marge du BAIIA ajusté a augmenté, passant de 71,9 % à 75,2 % pour la période de trois mois, en raison principalement de la marge plus élevée dans le secteur hydroélectrique attribuable à une baisse des charges d'exploitation engagées par la plupart des installations, à une hausse des produits générés en Colombie-Britannique et à la marge plus élevée du secteur de l'énergie éolienne qui s'explique surtout par des charges d'exploitation moindres.

L'augmentation de 19 % des produits proportionnels et de 24 % du BAIIA ajusté proportionnel est imputable principalement aux produits plus élevés tirés des installations en Colombie-Britannique et au Chili qui découlent de l'augmentation de la production, partiellement contrebalancée par la baisse des produits des parcs éoliens Shannon et Flat Top au Texas.

Pour la période de trois mois close le 30 septembre 2019, la Société a enregistré un bénéfice net découlant des activités poursuivies de 9,9 M$ (bénéfice net découlant des activités poursuivies de base et diluée de 0,10 $ par action), comparativement à un bénéfice net découlant des activités poursuivies de 6,0 M$ (bénéfice net découlant des activités poursuivies de base et dilué de 0,06 $ par action) pour la période correspondante de 2018. La variation de 3,9 M$ s'explique par une augmentation de 23,7 M$ du BAIIA ajusté, par une hausse de 5,0 M$ de la quote-part du bénéfice des coentreprises et des entreprises associées et par un accroissement de 4,2 M$ du montant net des autres produits. Ces éléments ont été partiellement compensés par un accroissement de 12,1 M$ des amortissements, par une augmentation de 11,5 M$ des charges financières, une variation défavorable de 4,1 M$ de la perte nette latente (du profit net latent) sur les instruments financiers et par une hausse de 1,3 M$ de la charge d'impôt sur le résultat.

Période de neuf mois close le 30 septembre 2019
La production s'est accrue de 28 % et la production proportionnelle de 28 % par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent.

• La production s'est établie à 98 % de la PMLT.
• Les centrales hydroélectriques ont produit 91 % de leur PMLT.
• Les parcs éoliens ont produit 104 % de leur PMLT.
• Les parcs solaires ont produit 100 % de leur PMLT.

La hausse de 21 % des produits et de 23 % du BAIIA ajusté est attribuable principalement à la participation restante de 62 % dans les parcs éoliens Cartier acquise en octobre 2018, à la hausse de la production à l'installation de Mesgi'g Ugju's'n et à l'accroissement progressif de la production générée par le projet solaire Phoebe.

La marge du BAIIA ajusté a augmenté, passant de 72,5 % à 73,9 % pour la période de neuf mois, en raison principalement des changements apportés à la composition des secteurs étant donné que la production éolienne représente une proportion plus élevée du BAIIA ajusté. Le rendement des produits des activités éoliennes est habituellement meilleur que celui des activités hydroélectriques en raison des charges d'exploitation plus faibles. Cette hausse s'explique également par la marge plus élevée dégagée par les parcs éoliens québécois attribuable à une diminution des charges d'exploitation. Ces éléments ont été en partie contrebalancés par une marge plus faible des installations françaises.

L'augmentation de 22 % des produits proportionnels et de 22 % du BAIIA ajusté proportionnel est imputable principalement à l'investissement dans Energía Llaima et aux produits plus élevés tirés des installations en Colombie-Britannique.

Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2019, la Société a enregistré une perte nette découlant des activités poursuivies de 5,0 M$ (perte nette découlant des activités poursuivies de base et diluée de 0,04 $ par action), comparativement à un bénéfice net découlant des activités poursuivies de 7,4 M$ (bénéfice net découlant des activités poursuivies de base et dilué de 0,09 $ par action) pour la période correspondante de 2018. La variation de 12,4 M$ s'explique par un accroissement de 32,6 M$ des amortissements, une augmentation de 29,9 M$ des charges financières, une variation défavorable de 13,1 M$ de la perte nette latente (du profit net latent) sur les instruments financiers, par une hausse de 1,1 M$ de la quote-part de la perte des coentreprises et des entreprises associées et par une hausse de 0,6 M$ de la charge d'impôt sur le résultat. Ces éléments ont été partiellement compensés par une augmentation de 56,9 M$ du BAIIA ajusté et par une hausse de 8,0 M$ du montant net des autres produits.

Flux de trésorerie disponibles et ratio de distribution
Pour la période de douze mois close le 30 septembre 2019, la Société a généré des flux de trésorerie disponibles de 100,5 M$, comparativement à 98,5 M$ pour la période correspondante l'an dernier. L'augmentation des flux de trésorerie disponibles est attribuable principalement à la hausse des flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation avant les variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement et à l'impôt sur le résultat payé sur le bénéfice imposable à la suite d'une opération intersociété relative à l'arrivée d'un investisseur participant au partage fiscal dans le projet solaire Phoebe, ainsi qu'au recouvrement de dépenses en immobilisations liées à l'entretien et de charges liées aux projets potentiels, déduction faite de l'attribution aux participations ne donnant pas le contrôle.  Ces éléments ont été partiellement contrebalancés par l'augmentation des remboursements prévus de capital sur la dette liée surtout à l'acquisition des parcs éoliens Cartier et des projets en France, qui a été convertie en prêt à terme en 2018.

Pour la période de douze mois close le 30 septembre 2019, les dividendes déclarés sur les actions ordinaires par la Société ont représenté 93 % des flux de trésorerie disponibles, comparativement à 87 % pour la période correspondante de l'an dernier. Cette variation est en grande partie attribuable à des paiements de dividendes plus élevés découlant de l'émission de 24 327 225 actions le 6 février 2018 dans le cadre de l'acquisition d'Alterra, à l'augmentation du dividende trimestriel et à l'émission d'actions additionnelles au titre du régime de réinvestissement de dividendes (« RRD »). Cet élément a été contrebalancé en partie par l'augmentation de 2,0 M$ des flux de trésorerie disponibles.

FAITS SAILLANTS DE L'EXPLOITATION DU TROISIÈME TRIMESTRE

Rachat de débentures
Le 5 septembre 2019, la Société a émis un avis de rachat et d'expiration du privilège de conversion visant les débentures à 4,25 % en circulation d'un capital global impayé de 100 M$ venant à échéance le 31 août 2020 (les « débentures convertibles à 4,25 % »). De ce capital global, 45,7 M$ ont été convertis à la demande des porteurs en 3 049 530 actions ordinaires de la Société au prix de conversion de 15 $ par action.

Placement de débentures
Le 30 septembre 2019, la Société a mené à terme son placement par voie de prise ferme de débentures subordonnées non garanties convertibles (les « débentures ») d'un capital global de 125 M$, à un prix de 1 000 $ par tranche de 1 000 $ de capital de débentures, portant intérêt au taux de 4,65 % par année, payable semestriellement à terme échu le 31 octobre et le 30 avril de chaque année à compter du 30 avril 2020 (les « débentures à 4,65 % »).

Le produit net du placement des débentures à 4,65 % a été initialement affecté au remboursement par anticipation de la dette aux termes de la facilité de crédit à terme renouvelable de la Société, dont les fonds étaient alors disponibles, au besoin, pour financer le rachat de la totalité des débentures à 4,25 % en circulation. Le produit net restant pourra être prélevé, le cas échéant, pour financer des projets de développement et d'autres occasions de croissance ou aux fins générales de l'entreprise.

Activités de construction

Projet solaire Phoebe (Texas)
Au troisième trimestre de 2019, l'entrepreneur a terminé la construction et la mise en service du projet, et le parc solaire a atteint sa pleine production. Le bâtiment d'exploitation et d'entretien a été achevé et l'équipe d'exploitation de First Solar a pris en charge les activités du parc solaire. La démobilisation du projet a commencé par le nettoyage des zones de dépôt et de bureaux du site ainsi que par les derniers travaux de correction de défauts. La troisième partie des essais du réseau électrique ERCOT a débuté en septembre et s'est terminée en novembre. La mise en service commerciale du projet devrait commencer en novembre 2019.

Projet hydroélectrique Innavik (Québec)
Au troisième trimestre de 2019, le Ministère de l'Environnement et de la Lutte contre les changements climatiques a émis le certificat d'autorisation du projet. Un ordre de démarrage limité a été signé en août 2019. Les premiers équipements de construction ont été livrés en septembre, et les travaux de construction devraient commencer au deuxième trimestre de 2020. Le campement des travailleurs sur le site est en cours de finalisation. Un CAÉ d'une durée de 40 ans a été conclu avec Hydro-Québec Distribution le 27 mai 2019, lequel devrait entrer en vigueur au quatrième trimestre de 2022. Le CAÉ est assujetti à l'approbation de la Régie de l'énergie du Québec, laquelle est attendue au premier trimestre de 2020.

Activités de mise en service

Projet éolien Foard City (Texas)
Au troisième trimestre de 2019, la Société a complété la mise en service commerciale du parc éolien Foard City de 350,3 MW, qui bénéficie d'un contrat d'achat d'électricité d'une durée de 12 ans avec Vistra Energy portant sur 300 MW de sa puissance installée totale. Le reste de la production du projet recevra un prix à la valeur du marché.

Le parc éolien Foard City devrait produire une moyenne à long terme brute d'environ 1 303 GWh et générer des produits annuels prévus d'environ 19,7 M$ US (26,1 M$ CA) et un BAIIA ajusté annuel prévu d'environ 9,1 M$ US (12,1 M$ CA), compte non tenu du paiement de PAYGO. Les produits annuels prévus et le BAIIA ajusté annuel prévu ont été revus pour tenir compte des hypothèses révisées à l'égard de la congestion du transport d'électricité. Les prévisions antérieures prévoyaient des produits de 21,8 M$ US (28,9 M$ CA) et un BAIIA ajusté de 14,1 M$ US (18,7 M$ CA).

ÉVÉNEMENT POSTÉRIEUR À LA CLÔTURE

Option de surallocation
Le 2 octobre 2019, la Société a annoncé qu'elle a émis un montant total additionnel de 18,75 M$ de capital de débentures à 4,65 % à la suite de l'exercice complet de l'option de surallocation octroyée aux preneurs fermes dans le cadre du placement de débentures à 4,65 %.

Après avoir pris en compte l'option de surallocation, la Société a généré un produit total brut de 143,75 M$ en vertu du placement, duquel un montant de 13,3 M$ a été utilisé pour racheter les débentures convertibles à 4,25 %.

Rachat des débentures convertibles à 4,25 %
Après le 30 septembre 2019 et jusqu'au 7 octobre, une tranche de 40,9 M$ du solde du capital impayé des débentures convertibles à 4,25 % a été convertie à la demande des porteurs en 2 727 265 actions ordinaires de la Société au prix de conversion de 15 $ l'action. Le capital restant de 13,3 M$ a été racheté le 8 octobre 2019 au pair au prix de 1 000 $ la débenture convertible, plus l'intérêt couru et impayé jusqu'au, en l'excluant, 8 octobre 2019. Le rachat a été financé par des prélèvements sur la facilité de crédit à terme renouvelable de la Société. Le 8 octobre 2019, les débentures convertibles à 4,25 % ont été radiées de la TSX.

Refinancement des emprunts du projet de Yonne
Après le 30 septembre 2019, Innergex a refinancé les facilités d'emprunt du projet de Yonne.

DÉCLARATION DE DIVIDENDE
Le tableau suivant présente les dividendes qui seront versés par la Société le 15 janvier 2020 :

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
12 novembre 2019	31 décembre 2019	15 janvier 2020	0,1750 $	0,2255 $	0,359375 $

INFORMATIONS SUPPLÉMENTAIRES
Les états financiers consolidés condensés intérimaires non audités et les notes y afférentes ainsi que le rapport de gestion du troisième trimestre de 2019 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 mardi 12 novembre 2019, à 14 h 30 HNE. Les investisseurs et les analystes financiers sont invités à participer à la conférence en composant le 1 888 231-8191 ou le 647 427-7450 ou en accédant à la webdiffusion à l'adresse https://bit.ly/329Dh9q 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.
La Société est un producteur indépendant d'énergies renouvelables qui développe, acquiert, détient et exploite des centrales hydroélectriques, des parcs éoliens et des parcs solaires. En tant qu'entreprise internationale, Innergex exerce ses activités au Canada, aux États-Unis, en France et au Chili. Innergex gère un important portefeuille de 67 actifs en exploitation d'une puissance installée nette de 2 338 MW (puissance installée brute de 3 238 MW), dont 37 centrales hydroélectriques, 26 parcs éoliens et quatre parcs solaires. Elle détient aussi des intérêts dans sept projets en développement d'une puissance installée nette totale de 546 MW (puissance installée brute de 628 MW), dont deux sont actuellement en construction, et des projets potentiels qui en sont à différents stades de développement, d'une puissance brute totale de 7 767 MW. Le respect de l'environnement et l'équilibre de l'intérêt supérieur des communautés hôtes, de ses partenaires et de ses investisseurs sont au cœur de la stratégie de développement de la Société. 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. Innergex énergie renouvelable inc. est notée BBB- par S&P.

Mise en garde sur les mesures financières non conformes aux IFRS
Les états financiers consolidés condensés intérimaires non audités pour les périodes de trois mois et de neuf mois closes le 30 septembre 2019 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. La production proportionnelle, les produits proportionnels, le BAIIA ajusté, la marge du BAIIA ajusté, le BAIIA ajusté proportionnel, les flux de trésorerie disponibles, les flux de trésorerie disponibles ajustés, le ratio de distribution et le ratio de distribution ajusté ne sont pas des mesures reconnues par les IFRS et n'ont pas de définition normalisée prescrite par les IFRS.

Produits proportionnels
Les références à la « quote-part des produits des coentreprises et des entreprises associées d'Innergex » dans le présent document visent les participations d'Innergex dans les capitaux propres ou les participations de commanditaire de ces coentreprises et entreprises associées, s'il y a lieu, des produits des coentreprises et des entreprises associées. Les lecteurs sont avisés que la quote-part des produits des coentreprises et des entreprises associées d'Innergex ne doit pas être considérée comme un substitut aux produits, déterminés conformément aux IFRS.

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. 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 les produits proportionnels ne doivent pas être considérés comme un substitut aux produits, déterminés conformément aux IFRS. Pour plus d'information, se reporter à la rubrique « Résultats d'exploitation ».

	Périodes de trois mois closes les 30 septembre		Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2019	2018	2019	2018
	montants retraités^1, 2		montants retraités^1, 2
Produits	142 814	116 464	413 926	343 166
Quote-part des produits des coentreprises et des entreprises associées d'Innergex :
Toba Montrose (40 %)^3	17 197	15 136	25 170	23 263
Shannon (50 %)^3, 5	1 013	1 556	5 558	4 834
Flat Top (51 %)^4, 5	582	2 376	6 305	5 129
Dokie (25,5 %)^3	1 712	1 589	5 465	4 679
Jimmie Creek (50,99 %)^3	7 677	6 271	9 974	8 567
Umbata Falls (49 %)	490	705	2 773	2 954
Viger-Denonville (50 %)	1 017	1 195	4 175	4 200
Duqueco (50 %)^6, 7	6 370	5 123	14 499	5 123
Guayacán (50 %)^6, 7	469	323	1 479	323
Pampa Elvira (50 %)^6, 7	475	413	1 506	413
	37 002	34 687	76 904	59 485
Produits proportionnels	179 816	151 151	490 830	402 651

1.	Pour plus d'information, se reporter à la rubrique « Modifications de normes comptables » du rapport de gestion du troisième trimestre 2019.
2.	Pour plus d'information, se reporter à la rubrique « Activités abandonnées » du rapport de gestion du troisième trimestre 2019.
3.	Pour la période de trois mois complète en 2019 et en 2018 et pour la période allant du 1er janvier 2019 au 30 septembre 2019 et du 6 février 2018 au 30 septembre 2018.
4.	Pour la période de trois mois complète en 2019 et en 2018 et pour la période allant du 1er janvier 2019 au 30 septembre 2019 et du 23 mars 2018 au 30 septembre 2018.
5.	La participation correspond à la participation de commanditaire dans Shannon et Flat Top. Toutefois, les investisseurs participant au partage fiscal détiennent la totalité des participations au partage fiscal.
6.	Innergex détient une participation de 50 % dans Energía Llaima, qui détient les installations Guayacán (participation de 69,47 %) et Pampa Elvira (participation de 55 %) ainsi que Duqueco, qui comprend les installations Mampil (participation de 100 %) et Peuchén (participation de 100 %).
7.	Pour la période allant du 1er juillet 2019 au 30 septembre 2019, pour la période allant du 3 juillet 2018 ou du 5 juillet 2018 au 30 septembre 2018, pour la période allant du 1er janvier 2019 au 30 septembre 2019 et pour la période allant du 3 juillet 2018 ou du 5 juillet 2018 au 30 septembre 2018.

BAIIA ajusté et marge du BAIIA ajusté
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, le montant net des autres charges, la quote-part (du bénéfice) de la perte des coentreprises et des entreprises associées et (le profit net latent) la perte nette latente sur instruments financiers. 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 BAIIA ajusté ne doit pas être considéré comme un substitut au résultat net, déterminé conformément aux IFRS.

Les références à la « marge du BAIIA ajusté » dans le présent document visent le BAIIA ajusté divisé par les produits. Innergex estime que la présentation de cette mesure permet d'améliorer la compréhension de la performance d'exploitation de la Société.

	Périodes de trois mois closes les 30 septembre				Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2019		2018		2019		2018
	montants retraités^1, 2				montants retraités^1, 2
Bénéfice net (perte nette) découlant des activités poursuivies	9 896		5 989		(4 977)		7 399
Charge d'impôt	3 749		2 466		1 164		579
Charges financières	59 474		47 939		170 704		140 814
Amortissements	48 343		36 271		141 558		108 971
BAIIA	121 462		92 665		308 449		257 763
Autres (produits) charges, montant net	(3 917)		313		(2 639)		5 319
Quote-part du bénéfice des coentreprises et des entreprises associées	(16 225)		(11 192)		(9 193)		(10 276)
Perte nette latente (profit net latent) sur instruments financiers	6 031		1 897		9 225		(3 897)
BAIIA ajusté	107 351		83 683		305 842		248 909
Marge du BAIIA ajusté	75,2	%	71,9	%	73,9	%	72,5	%

1.	Pour plus d'information, se reporter à la rubrique « Modifications de normes comptables » du rapport de gestion du troisième trimestre 2019.
2.	Pour plus d'information, se reporter à la rubrique « Activités abandonnées » du rapport de gestion du troisième trimestre 2019.

BAIIA ajusté proportionnel
Les références à la « quote-part du BAIIA ajusté des coentreprises et des entreprises associées d'Innergex » dans le présent document visent les participations d'Innergex dans les capitaux propres ou les participations de commanditaire de ces coentreprises et entreprises associées, s'il y a lieu, du BAIIA ajusté des coentreprises et des 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'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 BAIIA ajusté proportionnel ne doit pas être considéré comme un substitut au résultat net, déterminé conformément aux IFRS.

	Périodes de trois mois closes les 30 septembre		Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2019	2018	2019	2018
	montants  retraités^1, 2		montants  retraités^1
BAIIA ajusté	107 351	83 683	305 842	248 909
Quote-part du BAIIA ajusté des coentreprises et des entreprises associées d'Innergex :
Toba Montrose (40 %)^3	15 030	13 004	20 046	18 883
Shannon (50 %)^3, 5	(872)	492	1 237	1 820
Flat Top (51 %)^4, 5	(1 213)	909	711	1 813
Dokie (25,5 %)^3	1 095	1 062	3 799	3 305
Jimmie Creek (50,99 %)^3	6 908	5 738	8 278	7 395
Umbata Falls (49 %)	315	609	2 178	2 630
Viger-Denonville (50 %)	868	946	3 418	3 446
Duqueco (50%)^6, 7	5 454	3 134	9 115	3 134
Guayacán (50 %)^6, 7	469	38	1 022	38
Pampa Elvira (50 %)^6, 7	391	(62)	665	(62)
	28 445	25 870	50 469	42 402
BAIIA ajusté proportionnel	135 796	109 553	356 311	291 311

1.	Pour plus d'information, se reporter à la rubrique « Modifications de normes comptables » du rapport de gestion du troisième trimestre 2019.
2.	Pour plus d'information, se reporter à la rubrique « Activités abandonnées » du rapport de gestion du troisième trimestre 2019.
3.	Pour la période de trois mois complète en 2019 et en 2018 et pour la période allant du 1er janvier 2019 au 30 septembre 2019 et du 6 février 2018 au 30 septembre 2018.
4.	Pour la période de trois mois complète en 2019 et en 2018 et pour la période allant du 1er janvier 2019 au 30 septembre 2019 et du 23 mars 2018 au 30 septembre 2018.
5.	La participation correspond à la participation de commanditaire dans Shannon et Flat Top. Toutefois, les investisseurs participant au partage fiscal détiennent la totalité des participations au partage fiscal.
6.	Innergex détient une participation de 50 % dans Energía Llaima, qui détient les installations Guayacán (participation de 69,47 %) et Pampa Elvira (participation de 55 %) ainsi que Duqueco, qui comprend les installations Mampil (participation de 100 %) et Peuchén (participation de 100 %).
7.	Pour la période allant du 1er juillet 2019 au 30 septembre 2019, pour la période allant du 3 juillet 2018 ou du 5 juillet 2018 au 30 septembre 2018, pour la période allant du 1er janvier 2019 au 30 septembre 2019 et pour la période allant du 3 juillet 2018 ou du 5 juillet 2018 au 30 septembre 2018.

Bénéfice net ajusté (perte nette ajustée) découlant des activités poursuivies
Les références au « bénéfice net ajusté (à la perte nette ajustée) découlant des activités poursuivies » visent le bénéfice net (la perte nette) découlant des activités poursuivies de la Société auquel les éléments suivants sont ajoutés (duquel ils sont soustraits) : (profit net latent) perte nette latente sur instruments financiers, (profit réalisé) perte réalisée sur instruments financiers, charge (économie) d'impôt liée aux éléments ci-dessus, et quote-part (du profit net latent) de la perte nette latente sur les instruments financiers dérivés des coentreprises et des entreprises associées, déduction faite de l'impôt qui s'y rapporte. Innergex fait appel aux instruments financiers dérivés pour couvrir son exposition à différents risques. La comptabilisation des dérivés selon les IFRS exige que tous les dérivés soient évalués à la valeur de marché et que les variations de la valeur de marché des instruments dérivés pour lesquels la comptabilité de couverture n'est pas appliquée soient inscrites au compte de résultat. L'application de cette norme comptable donne lieu à une volatilité importante des résultats découlant de l'utilisation des dérivés. Le bénéfice net ajusté (la perte nette ajustée) découlant des activités poursuivies de la Société vise à éliminer l'incidence des règles de l'évaluation à la valeur de marché sur les instruments financiers dérivés sur les résultats de la Société. 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 (la perte nette ajustée) découlant des activités poursuivies ne doit pas être considéré(e) comme un substitut au résultat net, déterminé conformément aux IFRS.

Incidence des instruments financiers sur le bénéfice net (la perte nette)	Périodes de trois mois closes les 30 septembre		Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2019	2018	2019	2018
	montants retraités^1, 2		montants retraités^1, 2
Bénéfice net (perte nette) découlant des activités poursuivies	9 896	5 989	(4 977)	7 399
Ajouter (déduire) :
Perte nette latente (profit net latent) sur instruments financiers	6 031	1 897	9 225	(3 897)
(Profit réalisé) perte réalisée sur instruments financiers	(1 973)	4	(2 421)	(822)
Charge (recouvrement) d'impôt lié(e) aux éléments ci-dessus	84	(342)	(690)	2 055
Quote-part (du profit net latent) de la perte nette latente sur instruments financiers des coentreprises et des entreprises associées, déduction faite de l'impôt qui s'y rapporte	(453)	7 670	(1 580)	(144)
Bénéfice net ajusté (perte nette ajustée) découlant des activités poursuivies	13 585	15 218	(443)	4 591

1.	Pour plus d'information sur le retraitement, se reporter à la rubrique « Modifications de normes comptables » du rapport de gestion du troisième trimestre 2019.
2.	Pour plus d'information, se reporter à la rubrique « Activités abandonnées » du rapport de gestion du troisième trimestre 2019.

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, les dividendes déclarés sur les actions privilégiées et la portion des flux de trésorerie disponibles attribuée aux participations ne donnant pas le contrôle, plus ou moins d'autres éléments qui ne sont pas représentatifs de la capacité de la Société de générer des liquidités à long terme tels que les coûts de transaction liés à des acquisitions réalisées (qui sont financés au moment de l'acquisition) et les pertes ou profits réalisés sur instruments financiers dérivés utilisés pour couvrir la fluctuation des taux d'intérêt sur les dettes liées aux projets ou la fluctuation du taux de change sur les achats d'équipement. Innergex estime que la présentation de 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 à les augmenter 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.

Les références aux « flux de trésorerie disponibles ajustés » visent les flux de trésorerie disponibles, exclusion faite des charges liées aux projets potentiels et d'éléments non récurrents.

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 à les augmenter 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, compte tenu de l'incidence du RRD.

Flux de trésorerie disponibles et calcul du ratio de distribution	Périodes de douze mois closes les 30 septembre
	2019	2018
	montants retraités^2	montants retraités^2
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation	213 585	246 761
Ajouter (déduire) les éléments suivants :
Variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement d'exploitation	6 956	(35 736)
Dépenses en immobilisations liées à l'entretien, déduction faite des produits de cession	(10 282)	(8 667)
Remboursements prévus de capital sur la dette	(112 604)	(85 230)
Flux de trésorerie disponibles attribués aux participations ne donnant pas le contrôle^1	(18 601)	(22 722)
Dividendes déclarés sur actions privilégiées	(5 942)	(5 942)
Coûts de transaction liés aux acquisitions réalisées	1 593	10 866
Pertes réalisées (profits réalisés) sur instruments financiers dérivés	6 914	(828)
Recouvrement des dépenses en immobilisations liées à l'entretien et des charges liées aux projets potentiels sur la vente de HS Orka, déduction faite de l'attribution aux participations ne donnant pas le contrôle	8 242	--
Impôt payé sur le profit intersociétés réalisé	10 594	--
Flux de trésorerie disponibles	100 455	98 502
Dividendes déclarés sur actions ordinaires	93 258	85 527
Ratio de distribution	93 %	87 %
Ajuster pour tenir compte des éléments suivants :
Charges liées aux projets potentiels	16 945	17 145
Flux de trésorerie disponibles ajustés	117 400	115 647
Dividendes déclarés sur actions ordinaires - ajustés selon le RRD	90 856	75 598
Ratio de distribution ajusté	77 %	65 %

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.	Pour plus d'information sur le retraitement, se reporter à la rubrique « Modifications de normes comptables » du rapport de gestion du troisième trimestre 2019.
3.	La vente de HS Orka a permis le recouvrement de dépenses en immobilisations liées à l'entretien et de 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.

Production proportionnelle
Les références à la « quote-part de la production des coentreprises et des entreprises associées d'Innergex » dans le présent document visent les participations d'Innergex dans les capitaux propres ou les participations de commanditaire de ces coentreprises et entreprises associées, s'il y a lieu, de la production des coentreprises et des entreprises associées.

Les références à la « production proportionnelle » dans le présent document visent la production, plus la quote-part de la production des coentreprises et des entreprises associées d'Innergex. Innergex estime que la présentation de cette mesure permet d'améliorer la compréhension de la performance d'exploitation de la Société.

	Périodes de trois mois closes les 30 septembre		Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
(en MWh)	2019	2018	2019	2018
	montants retraités^1, 2		montants retraités^1, 2
Production	1 665 362	1 236 722	4 715 820	3 689 774
Quote-part de la production des coentreprises et des entreprises associées d'Innergex :
Toba Montrose (40 %)^3	152 144	137 547	243 782	238 039
Shannon (50 %)^3, 5	72 155	60 796	252 936	226 192
Flat Top (51 %)^4 ,5	101 347	79 263	332 474	205 549
Dokie (25,5 %)^3	13 912	13 983	44 799	42 401
Jimmie Creek (50,99 %)^3	61 723	51 935	87 944	81 369
Umbata Falls (49 %)	6 486	9 360	36 635	37 192
Viger-Denonville (50 %)	6 729	7 942	27 626	27 923
Duqueco (50 %)^6, 7	61 864	47 579	109 161	47 579
Guayacán (50 %)^6, 7	4 199	3 990	14 985	3 990
Pampa Elvira (50 %)^6, 7	3 230	3 296	9 798	3 296
	483 789	415 691	1 160 140	913 530
Production proportionnelle	2 149 151	1 652 413	5 875 960	4 603 304

1.	Pour plus d'information, se reporter à la rubrique « Modifications de normes comptables » du rapport de gestion du troisième trimestre 2019.
2.	Pour plus d'information, se reporter à la rubrique « Activités abandonnées » du rapport de gestion du troisième trimestre de 2019.
3.	Pour la période de trois mois complète en 2019 et en 2018 et pour la période allant du 1er janvier 2019 au 30 septembre 2019 et du 6 février 2018 au 30 septembre 2018.
4.	Pour la période de trois mois complète en 2019 et en 2018 et pour la période allant du 1er janvier 2019 au 30 septembre 2019 et du 23 mars 2018 au 30 septembre 2018.
5.	La participation correspond à la participation de commanditaire dans Shannon et Flat Top. Toutefois, les investisseurs participant au partage fiscal détiennent la totalité des participations au partage fiscal.
6.	Innergex détient une participation de 50 % dans Energía Llaima, qui détient les installations Guayacán (participation de 69,47 %) et Pampa Elvira (participation de 55 %) ainsi que Duqueco, qui comprend les installations Mampil (participation de 100 %) et Peuchén (participation de 100 %).
7.	Pour la période allant du 1er juillet 2019 au 30 septembre 2019, pour la période allant du 3 juillet 2018 ou du 5 juillet 2018 au 30 septembre 2018, pour la période allant du 1er janvier 2019 au 30 septembre 2019 et pour la période allant du 3 juillet 2018 ou du 5 juillet 2018 au 30 septembre 2018.

Information prospective
En vue d'informer les lecteurs sur les perspectives d'avenir de la Société, le présent communiqué contient de l'information prospective au sens des lois sur les valeurs mobilières (l'« information prospective »), notamment des énoncés relatifs à la production d'énergie de la Société, à ses projets potentiels, aux développements, à la construction et au financement fructueux (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 d'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, 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.

L'information prospective comprend l'information prospective financière ou les perspectives financières, au sens des lois sur les valeurs mobilières, telles que la production, les produits, le BAIIA ajusté et le BAIIA ajusté proportionnel prévus afin d'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 et 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 Innergex, à propos notamment, sans s'y limiter, du rendement des projets, de la conjoncture économique et financière, des conditions du marché des capitaux, des attentes et des hypothèses concernant la disponibilité de ressources en capital et l'exécution par les tiers de leurs obligations contractuelles en temps opportun, de l'obtention des approbations réglementaires et de la cession de certains actifs. Bien qu'Innergex soit d'avis que les attentes et les hypothèses sur lesquelles l'information prospective est fondée sont raisonnables dans les circonstances, les lecteurs sont mis en garde de ne pas se fier indûment à cette information prospective, car il n'existe aucune garantie qu'elle s'avère correcte. L'information prospective qui figure dans le présent communiqué de presse est donnée à la date des présentes et Innergex 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 communiqué de presse ou par suite d'événements imprévus, à moins que la Loi ne l'exige.

Comme les énoncés prospectifs concernent des circonstances ou des événements futurs, ils comportent, de par leur nature, des risques et des incertitudes intrinsèques. L'information prospective suppose des risques et des incertitudes pouvant faire en sorte que les résultats ou le rendement réels soient sensiblement différents de ceux exprimés, sous-entendus ou présentés par l'information prospective. Ces risques et incertitudes comprennent, sans s'y limiter : les risques liés à la capacité d'Innergex à mettre en œuvre sa stratégie visant à créer de la valeur pour ses actionnaires (y compris par l'entremise de la cession éventuelle d'actifs choisis) et à sa capacité de lever des capitaux supplémentaires et l'état du marché des capitaux; les risques de liquidité associés aux instruments financiers dérivés; les variations des régimes hydrologiques, des régimes éoliens et solaires; l'incertitude au sujet du développement de nouvelles installations; les fluctuations des taux d'intérêt et le risque lié au refinancement; l'effet de levier financier et les clauses restrictives régissant les dettes actuelles et futures; l'incapacité de réaliser les avantages prévus des acquisitions; la variabilité du rendement des installations et les pénalités connexes; les fluctuations du taux de change; le fait que les produits provenant de certaines installations vont fluctuer en raison du cours du marché (ou du prix au comptant) de l'électricité.

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
Production prévue Pour chaque installation, la Société détermine une production moyenne à long terme d'électricité, sur une base annuelle, pendant la durée de vie prévue de l'installation (PMLT). Elle se fonde sur des études d'ingénieurs qui prennent en considération plusieurs facteurs importants : dans le secteur de l'hydroélectricité, les débits observés historiquement sur le cours d'eau, la hauteur de chute, la technologie employée et les débits réservés esthétiques et écologiques; dans le secteur de l'énergie éolienne, les régimes de vent et les conditions météorologiques passées et la technologie des turbines, et pour l'énergie solaire, l'ensoleillement historique, la technologie des panneaux et la dégradation prévue des panneaux solaires. D'autres facteurs sont pris en compte, notamment la topographie des sites, la puissance installée, les pertes d'énergie, les caractéristiques opérationnelles et l'entretien. Bien que la production fluctue d'une année à l'autre, elle devrait être proche de la PMLT estimée sur une période prolongée.	Évaluation inadéquate des ressources hydrauliques, éoliennes et solaires et de la production d'électricité connexe Variations des régimes hydrologiques, éoliens et solaires Risque d'approvisionnement en matériel, y compris la défaillance ou les activités d'exploitation et d'entretien imprévues Catastrophes naturelles et cas de force majeure Risques réglementaires et politiques affectant la production Risques liés à la santé, à la sécurité et à l'environnement affectant la production Variabilité du rendement des installations et pénalités connexes Disponibilité et fiabilité des systèmes de transport Litiges
Produits prévus Pour chaque installation, les produits annuels prévus sont calculés en multipliant la PMLT par un prix de l'électricité stipulé dans le CAÉ conclu avec une société de services publics ou une autre contrepartie solvable. Dans la plupart des cas, ces contrats définissent un prix de base et, dans certains cas, un ajustement du prix qui dépend du mois, du jour et de l'heure de livraison, sauf dans le cas de la centrale hydroélectrique Miller Creek, qui reçoit un prix établi à partir d'une formule basée sur les indices de prix Platts Mid-C, et de la centrale hydroélectrique Horseshoe Bend, pour laquelle 85 % du prix est fixe et 15 % est ajusté annuellement en fonction des tarifs déterminés par l'Idaho Public Utility Commission. Dans la plupart des cas, les contrats d'achat d'électricité prévoient également un rajustement annuel en fonction de l'inflation fondé sur une partie de l'Indice des prix à la consommation.	Se reporter aux principales hypothèses, principaux risques et principales incertitudes mentionnés sous « Production prévue » Dépendance envers des CAÉ Fluctuations des produits de certaines installations en raison du cours du marché (ou du prix au comptant) de l'électricité Fluctuations affectant les prix éventuels de l'électricité Changements dans la conjoncture économique générale Capacité d'obtenir de nouveaux contrats d'achat d'électricité ou de renouveler les contrats existants
BAIIA ajusté prévu Pour chaque installation, la Société estime le résultat d'exploitation annuel en ajoutant au (déduisant du) bénéfice net (perte nette) la provision liée à (le recouvrement de) la charge d'impôt, les charges financières, les amortissements des immobilisations corporelles et incorporelles, le montant net des autres charges, la quote-part (du bénéfice) de la perte des coentreprises et des entreprises associées et le (profit net latent) la perte nette latente sur instruments financiers.	Se reporter aux principales hypothèses, principaux risques et principales incertitudes mentionnés sous « Production prévue » et « Produits prévus » Variabilté de la performance des installations et les pénalités qui s'y rattachent Charges d'entretien imprévues
Coûts de projets estimés, obtention des permis prévue, début des travaux de construction, travaux réalisés et début de la mise en service des projets en développement ou des projets potentiels La Société peut faire (dans la mesure du possible) une estimation de la puissance installée potentielle, des coûts estimés, des modalités de financement et du calendrier de développement et de construction pour chaque projet en développement ou projet potentiel fondée sur sa grande expérience en tant que promoteur, en plus d'information sur 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 pour tenir compte des prévisions de coûts et du calendrier de construction fournis par l'entrepreneur en ingénierie, approvisionnement et construction (IAC) dont les services ont été retenus pour le projet. La Société fournit des indications tenant compte d'estimations sur sa position stratégique et sa position concurrentielle actuelles, ainsi que sur les calendriers de réalisation et les progrès de la construction de ses projets en développement et de ses projets potentiels, que la Société évalue compte tenu de son expérience en tant que promoteur.	Incertitudes au sujet du développement de nouvelles installations Exécution par les principales contreparties, par exemple les fournisseurs ou entrepreneurs Retards et dépassements de coûts dans la conception et la construction des projets Capacité à obtenir les terrains appropriés Obtention des permis Risques liés à la santé, à la sécurité et à l'environnement Relations avec les parties prenantes Approvisionnement en matériel Fluctuations des taux d'intérêt et risque lié au financement Risques liés aux CIP ou CII américains, modifications des taux d'imposition des sociétés américaines et disponibilité du financement par capitaux propres Risques d'ordre réglementaire et politique Taux d'inflation plus élevé que prévu Catastrophe naturelle Risques liés à la croissance et au développement des marchés étrangers Résultat du processus de demande de règlements d'assurance
Admissibilité aux CIP et aux crédits d'impôt à l'investissement (« CII ») et point de basculement de la participation au partage fiscal Pour certains projets en développement aux États-Unis, la Société a effectué des activités  sur place et hors site dans le but de les rendre admissibles pour la pleine valeur des CIP ou des CII et ainsi d'obtenir des participations au partage fiscal. Pour évaluer l'admissibilité potentielle d'un projet, la Société tient compte des travaux de construction réalisés et du moment où ils ont été réalisés. Le point de basculement attendu pour les participations au partage fiscal est déterminé en fonction des PMLT et des produits de chaque projet et est assujetti en outre aux risques connexes mentionnés ci-dessus.	Risques liés aux CIP ou CII américains, modifications des taux d'imposition des sociétés américaines et disponibilité du financement par capitaux propres Risques d'ordre réglementaire et politique Retards et dépassements de coûts dans la conception et la construction des projets Obtention des permis

Bien que la Société soit d'avis que les attentes exprimées dans l'information prospective sont fondées sur des hypothèses raisonnables, 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. Les énoncés prospectifs sont présentés à la date du présent communiqué et Innergex ne s'engage nullement à mettre à jour ni à réviser publiquement les énoncés prospectifs pour tenir compte de nouveaux renseignements ou d'événements futurs, sauf si les lois sur les valeurs mobilières applicables l'exigent.

SOURCE Innergex Énergie Renouvelable Inc.

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