Innergex T4 2021: les acquisitions et les nouveaux projets propulsent la croissance des résultats opérationnels

24-février-2022

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.

• 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

« 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. »

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.

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.

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