Innergex Renewable Energy Annual Report 2012

FY2012 Annual Report · Innergex Renewable Energy
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EN REVUE

INNE RGE X ÉNE RGIE RENOUVELABLE INC.  REVUE ANNUELLE

ÉDITION

2012 

INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
Bureau de Longueuil : 1111, rue Saint-Charles Ouest, Tour Est, bureau 1255 
Longueuil (Québec), Canada J4K 5G4

Bureau de Vancouver : 666, rue Burrard - Park Place, bureau 200 
Vancouver (Colombie-Britannique), Canada V6C 2X8

www.innergex.com

info@innergex.com

L’équilibre 
engendre  
la durabilité
Entrevue avec  
Michel Letellier, 
président et chef  
de la direction  
d’Innergex.

12

Tout 
commence 
par les gens
Innergex a fait  
de l’acceptabilité 
sociale la pierre 
angulaire de  
sa stratégie de  
développement.

24

Développer.  
Exploiter.  
Livrer.
Cartier énergie éolienne 
complète son programme 
de développement,  
créant 590 MW de  
puissance installée totale  
en énergie éolienne.

28

Un portefeuille  
d’actifs bien diversiﬁé
D’est en ouest.

20

UNE ANNÉE DANS LE MONDE DE 

L’ÉNERGIE RENOUVELABLE

Voyage au cœur  
des énergies vertes
Des centrales hydroélectriques aux parcs éoliens 
et solaires, découvrez les activités d’Innergex.

4

Un appareil  
qui vaut  
son pesant 
d’économies
Cartier énergie éolienne a inventé un 
instrument de très haute précision 
pour inspecter les pales des turbines 
éoliennes. Le dispositif est plus 
sécuritaire, plus rapide et plus 
économique que tout ce qui existe 
sur le marché.

16

20 juillet 2012
Entente de partenariat avec  
la Nation Mi’gmaq du Québec
L’entente entre Innergex et la Mi’gmawei Mawiomi  
(la Nation Mi’gmaq du Québec) vise le développement, 
le ﬁnancement, la construction et l’exploitation d’un 
parc éolien d’envergure dans la péninsule gaspésienne, 
au Québec. 

EN REVUE

EN REVUE est une publication 
d’Innergex énergie renouvelable inc. 

BUREAU DE LONGUEUIL :  
1111, rue Saint-Charles Ouest 
Tour Est, bureau 1255 
Longueuil (Québec) 
Canada J4K 5G4

BUREAU DE VANCOUVER :  
666, rue Burrard - Park Place  
Bureau 200 
Vancouver (Colombie-Britannique) 
Canada V6C 2X8

EN REVUE peut également être 
consulté en ligne à  
www.innergex.com.

Agir de manière 
responsable grâce à 
la conformité, au suivi 
et à l’amélioration 
continue
En tant que promoteur et exploitant 
d’énergies renouvelables responsable, 
Innergex consacre des ressources 
considérables au respect d’exigences 
environnementales  
très strictes.

30
À de nouveaux déﬁs,  
de nouvelles solutions
Pour répondre à des exigences très strictes en matière de débit 
d’eau et aux caractéristiques propres au projet hydroélectrique  
au ﬁl de l’eau Ashlu Creek, Innergex a choisi d’implanter un système 
de dissipation d’énergie innovateur, conçu pour l’entreprise par 
ANDRITZ HYDRO.

18

MISE EN GARDE CONCERNANT L’INFORMATION PROSPECTIVE
En vue d’informer les actionnaires et les investisseurs éventuels sur les perspectives d’avenir de la Société, le présent document peut contenir de l’information prospective au sens des lois sur les valeurs 
mobilières (l’« information prospective »). L’information prospective se reconnait généralement à l’emploi de termes tels que « environ », « approximatif », « potentiel », « pourrait », « devrait », « fera », 
« pouvoir », « estimer », « anticiper », « planiﬁer », « prévoir », « ne prévoit pas », « est prévu », « budget », « planiﬁer », « perspectives », « a l’intention de » ou « croit » et d’autres termes semblables 
indiquant que certains événements se produiront. L’information prospective inclut, sans s’y limiter, des déclarations concernant le début ou la terminaison de la construction de tout projet en développement,  
la clôture de l’acquisition de Magpie ou des autres actifs d’Hydromega. L’information prospective comprend l’information prospective ﬁnancière ou les perspectives ﬁnancières, au sens des lois sur les valeurs 
mobilières, telles que les revenus projetés, les coûts de constructions projetés ou le prix approximatif des acquisitions aﬁn d’informer les investisseurs et les actionnaires de l’impact ﬁnancier potentiel des 
acquisitions récemment annoncées ou des résultats escomptés; cette information peut ne pas être appropriée à d’autres ﬁns. Cette information prospective exprime, en date du présent document, les 
estimations, prévisions, projections, attentes ou opinions d’Innergex à l’égard d’événements ou de résultats futurs. L’information prospective comporte des risques connus et inconnus, des incertitudes et d’autres 
facteurs importants qui pourraient faire en sorte que les résultats et le rendement de la Société diffèrent considérablement des résultats et du rendement futurs exprimés ou sous-entendus dans l’information 
prospective. Les risques et les incertitudes importants pouvant entraîner un écart considérable entre les résultats et les développements réels et les attentes actuelles indiquées dans le présent document 
comprennent, sans s’y limiter : la mise en œuvre de la stratégie; les ressources en capital; les instruments ﬁnanciers dérivés; les régimes hydrologiques, éoliens et solaires; délais et dépassements de coûts  
dans la construction et la conception des projets; risques liés à la santé, à la sécurité et à l’environnement; le développement de nouvelles installations; les permis; le rendement des projets; défaillance de 
l’équipement; taux d’intérêt et risque lié au reﬁnancement; l’effet de levier ﬁnancier et les clauses restrictives; déclaration de dividendes à la discrétion du conseil; obtention de nouveaux contrats d’achat 
d’électricité; haute direction et employés clés; litiges; défaut d’exécution des principales contreparties; relations avec les intervenants; approvisionnement en matériaux; réglementation et politique; capacité  
à obtenir les terrains appropriés; dépendance envers les contrats d’achat d’électricité; dépendance envers les réseaux de transport; redevances d’utilisation d’énergie hydraulique; évaluation des ressources 
hydroélectriques, éoliennes et solaires et de la production d’énergie connexe; barrages sécuritaires; catastrophes naturelles; force majeure; taux de change; limites de l’assurance; la notation peut ne pas reﬂéter 
le rendement réel de la société; possible responsabilité non divulguée liée aux acquisitions; intégration des centrales et des projets acquis et devant être acquis; défaut d’obtenir les avantages des acquisitions; 
défaut de conclure l’acquisition de la centrale hydroélectrique Magpie et l’acquisition des centrales hydroélectriques et projets en développement d’Hydromega; infrastructure d’interconnexion et de transport 
partagée; introduction à l’énergie solaire photovoltaïque des centrales; les produits provenant de la centrale Miller Creek peuvent ﬂuctuer en raison du prix au comptant de l’électricité. Bien que la Société soit 
d’avis que les attentes exprimées dans l’information prospective sont fondées sur des hypothèses raisonnables et valides, il existe un risque que l’information prospective soit incorrecte. 

 
EN REVUE

ÉDITION

2012 

15 octobre 2012
Acquisitions en 
Colombie-Britannique
Innergex complète l’acquisition des 
centrales hydroélectriques Brown Lake et 
Miller Creek, ayant une puissance installée 
totale de 40 MW et une production 
annuelle moyenne de 150 GWh.

5 décembre 2012
Palmarès Cleantech 10 de Corporate Knights
Pour une deuxième année consécutive, Innergex est nommée parmi les  
10 entreprises se retrouvant dans le palmarès Cleantech 10 de Corporate 
Knights en 2012. Ce palmarès a pour but de saluer l’innovation et les efforts  
dont font preuve certaines entreprises aﬁn de cheminer vers une économie  
à la fois verte et productive.

Stabilité 
et croissance 
sécuritaire
M. Jean La Couture, 
président du conseil 
d’administration, fait le 
point sur le rôle et les 
priorités du conseil 
d’administration  
d’Innergex.

49 %

Comlombie -
Britannique

11 décembre 2012
50 millions de dollars  
de nouveaux capitaux
Innergex rejoint les rangs d’un groupe sélect  
de sociétés ayant réalisé une émission d’actions 
privilégiées à taux ﬁxe et elle devient la première 
société notée P-3 (S&P) à le faire.

2 %

Idaho, 
É.-U.

Tableau de bord
•	 Faits	saillants	financiers	 

et opérationnels

41 %
Québec

•	 Compte	rendu	d’activités
ET PLUS

7 %
Ontario

36

26 juillet 2012
Important nouvel 
actionnaire
Innergex consolide sa relation à long terme 
avec la Caisse de dépôt et placement du 
Québec par un placement privé d’actions 
ordinaires de 100 millions de dollars.

« Grâce à cette transaction, nous participons  
à l’essor d’un leader québécois extrêmement 
bien positionné au sein de l’industrie des 
énergies renouvelables, un secteur porteur 
pour l’avenir. » 

–   Normand Provost, premier vice-président, 

Placements privés, CDPQ

4 octobre 2012
Inauguration officielle 
du parc solaire Stardale 
Innergex accueille l’honorable Chris Bentley, 
le ministre de l’Énergie de l’Ontario,  
et d’autres dignitaires, pour célébrer 
officiellement la mise en service de son 
premier parc solaire. 

34

Les lecteurs du présent document sont ainsi mis en garde de ne pas se ﬁer indûment  
à cette information prospective. Toute information prospective, qu’elle soit écrite ou  
verbale, imputable à Innergex ou à une personne qui agit en son nom, est expressément 
présentée sous réserve de ces avertissements. La déclaration de l’information prospective 
contenue dans la présente est faite en date de l’émission de ce document et 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.

MISE EN GARDE SUR LES MESURES FINANCIÈRES NON CONFORMES AUX IFRS 
Certaines mesures mentionnées dans le présent document 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 ses capacités 
de production et de génération de liquidités, et facilitent la comparaison des résultats  
pour différentes périodes. Le BAIIA ajusté n’est pas une mesure reconnue par les IFRS et  
n’a pas de déﬁnition normalisée prescrite par les IFRS. Les références au « BAIIA ajusté » 
comprises dans le présent document visent les produits opérationnels moins les charges 
opérationnelles, les frais généraux et administratifs et les charges liées aux projets potentiels. 
Les investis seurs sont avisés que ces mesures non conformes aux IFRS ne doivent pas être 
considérées comme un substitut au bénéﬁce net déterminé conformément aux IFRS.

INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.  REVUE ANNUELLE 2012

3

Voyage au cœur  

 des  énergies   

vertes
I 

nnergex exploite actuelle-
ment 22 centrales hydroélectriques  
au ﬁl de l’eau, dont 11 situées en 
Colombie-Britannique, sept au 
Québec, trois en Ontario et une  
aux États-Unis, pour un total de 
408 MW de puissance installée brute. 
L’entreprise prend ses racines dans la 
résurgence de petites centrales 
hydroélectriques privées au Québec, 
soutenue par le gouvernement au 
début des années 1990. L’hydroélec-
tricité demeure aujourd’hui la plus 
importante source d’énergie pour 
l’entreprise et celle qu’elle privilégie, 
celle-ci représentant 73 % de sa 
production d’électricité en 2012.  

L’entreprise demeure très active dans 
ce secteur et poursuit son ambitieux 
programme de développement avec 
pas moins de six projets hydroélec-
triques en développement avec 
contrats d’achat d’électricité, tous 
situés en Colombie-Britannique. Deux 
de ces projets sont présentement en 
construction et seront mis en service 
en 2013, tandis que commencera la 
construction des quatre autres. Les six 
projets devraient être en service d’ici 
la ﬁn de 2016.

À l’autre bout du pays, Innergex 
demeure tout aussi occupée dans  
le secteur hydroélectrique.  

En février 2012, l’entreprise a annoncé 
son intention d’acquérir Magpie, une 
centrale hydroélectrique québécoise 
de 40,6 MW, et a conﬁrmé la signature 
d’une lettre d’intention avec le vendeur, 
le groupe de sociétés Hydromega, 
visant l’acquisition d’une autre centrale 
hydroélectrique au ﬁl de l’eau au 
Québec et de cinq projets hydro-
électriques en développement avec 
contrats d’achat d’électricité en 
Ontario. La direction d’Innergex 
espère compléter ces acquisitions  
en 2013.

Innergex énergie renouvelable inc. est un chef de ﬁle canadien de l’industrie de l’énergie renouvelable fondé en 1990. L’entreprise développe, détient et gère  
des centrales hydroélectriques au ﬁl de l’eau, des parcs éoliens et des parcs solaires et elle exerce ses activités au Québec, en Ontario, en Colombie-Britannique  
et dans l’Idaho, aux États-Unis. En 2012, l’entreprise a produit 2 148 GWh d’électricité et généré des revenus de 181 millions de dollars. En date de mars 2013,  
son portefeuille d’actifs comprend 28 centrales en exploitation d’une puissance installée nette totale de 577 MW et sept projets en développement d’une puissance 
installée nette totale de 190 MW, pour lesquels des contrats d’achat d’électricité ont été obtenus. Innergex possède également plusieurs projets potentiels  
d’une puissance nette totale de plus de 2 900 MW. Ses actions se négocient à la Bourse de Toronto sous le symbole « INE ». 

CENTRALE AU FIL DE L’EAU LAMONT CREEK, EN COLOMBIE-BRITANNIQUE.

 
 
 
 
 
 
« Nous avons connu beaucoup de succès dans la prise  
en charge des activités d’exploitation et d’entretien de  
nos parcs éoliens Baie-des-Sables et L’Anse-à-Valleau ; 
nous avons pu maintenir des taux de disponibilité de 
l’équipement de plus de 98 %, focaliser sur la disponibilité 
de l’équipement aux moments où le vent souffle, et 
réduire nos coûts de réparation alors même que nos 
équipements vieillissent naturellement. »

–  Peter Grover, vice-président principal – Gestion de projets

ÉOLIENNE DANS LE PARC BAIE-DES-SABLES, AU QUÉBEC.

I 

nnergex exploite actuelle-
ment cinq parcs éoliens au Québec, 
d’une puissance installée brute totale 
de 590 MW. En novembre 2012, 
Gros-Morne est devenu le plus gros 
parc éolien en exploitation au Canada 
avec une puissance installée de  
211,5 MW, lorsque la phase II du projet 
a été mise en service. Cette réalisation 
complète le programme de dévelop-
pement de Cartier énergie éolienne, la 
coentreprise d’Innergex et de Trans-
Canada Corp. dans le secteur éolien.

Au ﬁl des ans, Innergex est devenu  
à la fois un promoteur avisé et un 
exploitant chevronné de centrales 
hydroélectriques, un accomplissement 
qu’elle reproduit aujourd’hui dans le 
secteur éolien, à mesure que Cartier 
intègre les activités d’exploitation et 
d’entretien de chacune de ses 
installations au moment de l’échéance 
de leur contrat d’entretien de cinq ans 
avec le fabricant des turbines. 

En juillet 2012, Innergex a annoncé 
une entente de partenariat avec la 
Nation Mi’gmaq du Québec pour le 
développement, le ﬁnancement, la 
construction et l’exploitation d’un  

parc éolien d’envergure dans la pénin-
sule gaspésienne du Québec. Selon le 
Chef Claude Jeannotte, président du 
conseil de la Mi’gmawei Mawiomi, 
« ce projet vise non seulement la 
production d’énergie renouvelable et 
la consolidation de l’industrie éolienne 
gaspésienne, mais constitue égale-
ment un véritable levier structurant 
pour l’émancipation et le développe-
ment socio-économique à long 
terme des trois communautés 
Mi’gmaq de la Gaspésie. » Les deux 
partenaires entendent soumettre ce 
projet dans le cadre d’un futur appel 
d’offres éolien.

Au printemps 2013, Innergex prévoit 
commencer la construction du  
projet éolien Viger-Denonville, lequel 
sera mis en service à la ﬁn de 2013. 
Viger-Denonville est le premier projet 
éolien de l’entreprise développé en 
coentreprise avec une municipalité. 
C’est également le premier projet 
éolien québécois en milieu habité  
à ne pas faire l’objet d’une audience 
du Bureau d’audiences publiques  
sur l’environnement (BAPE). Ceci 
démontre le très haut niveau d’accep-
tabilité sociale qui caractérise  
ce projet.

En 2012, Innergex avait espéré étendre ses activités dans le secteur éolien en Colombie-Britannique,  
avec la signature d’une entente visant l’acquisition de Wildmare, un projet éolien de 77 MW ; puis, lorsque 
plusieurs conditions de clôture n’ont pas été rencontrées à la date de clôture prescrite, l’entreprise  
a pris la difﬁcile mais néanmoins nécessaire décision de mettre ﬁn à la convention d’achat. Toutefois, 
Innergex demeure engagée à travailler de près avec les communautés locales pour développer  
des actifs éoliens en Colombie-Britannique.

 
 
 
 
INAUGURATION OFFICIELLE

Le 4 octobre 2012, Innergex inaugurait son parc solaire Stardale lors d’une cérémonie ofﬁcielle en  
présence de l’honorable Chris Bentley, ministre de l’Énergie de l’Ontario, Grant Crack, député provincial  
de Glengarry-Prescott-Russell, et Robert Kirby, maire du Canton de Hawkesbury Est. « Nous sommes  
enthousiasmés que soient reconnus les efforts de notre région pour améliorer la qualité de l’air et la ﬁabilité  
de notre réseau électrique. Le parc solaire d’Innergex crée non seulement de l’électricité propre et 
renouvelable pour les familles et les entreprises, mais il crée également des emplois localement. »  
- Grant Crack, député provincial, Glengarry-Prescott-Russell

PARC SOLAIRE  STARDALE, EN ONTARIO.

E 

n mai 2012, Innergex a mis  
en service son premier parc solaire. Ceci 
constituait une autre étape importante 
pour l’entreprise, car cette nouvelle source 
d’énergie lui procure à la fois de la diversi-
ﬁcation et des possibilités de croissance. 
Stardale est un parc solaire de 33,2 MWDC 
situé à Hawkesbury Est, en Ontario.  

Ses 144 072 panneaux solaires fournissent 
assez d’électricité pour alimenter plus  
de 3 200 foyers ontariens chaque année. 
Jusqu’à présent, la performance de 
Stardale surpasse les attentes. Innergex 
croit que la technologie solaire est 
éprouvée, simple et ﬁable et elle compte 
accroître sa présence dans ce secteur.

 
 
 
GrUE À CâBlE dU ProjET hydroÉlECTrIQUE AU fIl dE l’EAU KwoIEK CrEEK 

PrÉSENTEMENT EN CoNSTrUCTIoN, EN ColoMBIE-BrITANNIQUE.

« En 2013, Innergex entreprendra un programme  
de financement ambitieux, alors que nous chercherons à 
conclure plus de 700 millions de dollars de financement de 
projet. Comme toujours, nous chercherons à obtenir les 
meilleures conditions et les plus faibles coûts possibles, 
afin de maximiser le rendement pour nos actionnaires. » 

–  Jean Trudel, chef de la direction des investissements  

et vice-président principal – Communications

importantes ont été franchies récem-
ment : d’abord lorsque les projets 
Tretheway Creek et Big Silver Creek 
ont obtenu leurs certiﬁcats d’évalua-
tion environnementale en août 2012, 
puis lorsque le groupe de projets 
ULHP (Upper Lillooet et Boulder 
Creek) a obtenu son certiﬁcat 
d’évaluation environnementale en 
janvier 2013. L’entreprise prévoit 
commencer la construction de ces 
quatre projets en 2013. Par ailleurs, 
toutes ces installations devraient être 
mises en service entre 2015 et 2016.

À l’autre bout du pays, le projet éolien 
Viger-Denonville a lui aussi franchi 
une étape importante lorsqu’il a 
obtenu son décret environnemental  

du gouvernement du Québec en 
janvier 2013. Ce projet fait l’objet 
d’une coentreprise (50-50) avec la 
municipalité régionale de comté de 
Rivière-du-Loup. Lorsqu’il sera mis en 
service à la ﬁn de 2013, il deviendra 
vraisemblablement le premier parc 
éolien en exploitation issu de l’appel 
d’offres éolien communautaire de la 
province en 2009.

L’ambitieux programme de dévelop-
pement d’Innergex constitue une 
entreprise d’envergure, requérant des 
dépenses en immobilisations de plus 
d’un milliard de dollars. 

I 

nnergex continue de faire 

progresser son ambitieux programme  
de développement, avec sept projets 
en développement actuellement,  
dont un projet éolien au Québec  
et six projets hydroélectriques en 
Colombie-Britannique.

Deux de ces projets hydroélectriques, 
Kwoiek Creek (50 MW) et Northwest 
Stave (17,5 MW), sont en construction 
depuis 2011. Les travaux progressent 
dans les délais et selon les budgets, et 
les deux projets devraient être mis en 
service à la ﬁn de 2013.

Les quatre autres projets hydroélec-
triques sont à différents stades  
de développement. Deux étapes  

 
 
 
 
 
Michel Letellier est président et chef de la direction 
d’Innergex depuis 2007. Il s’est joint à l’équipe 
d’Innergex en 1997 et œuvre dans l’industrie  
de l’énergie renouvelable depuis 1990.

ENTREVUE

L’ÉQUILIBRE ENGENDRE 

LA DURABILITÉ

Michel Letellier explique en quoi l’équilibre entre 
les considérations d’ordre social, environnemental  
et économique constitue la base d’un modèle  
d’affaires durable.

I 

nnergex semble s’être épanouie au cours  
des dernières années ; qu’en est-il en 2012 ?

En 2012, nous avons mis en service deux nouvelles installa-
tions, dans les délais et selon les budgets. D’abord Stardale, 
notre premier parc solaire, puis Gros-Morne (Phase II), le 
dernier des parcs éoliens développés par notre coentreprise 
Cartier énergie éolienne. Nous avons aussi fait l’acquisition 
de deux centrales hydroélectriques en Colombie-Britannique, 
portant à 28 le nombre de sites en exploitation, dans 
trois sources d’énergie différentes et dans quatre juridic-
tions différentes. Il y a dix ans, nous avions sept centrales 
hydroélectriques, dont six étaient situées au Québec.  
De plus, en 2012 nous avons entamé des négociations pour 
l’acquisition de plusieurs actifs d’Hydromega, un producteur 
privé d’énergie renouvelable ayant des activités au Québec 
et en Ontario. Nous espérons conclure ces négociations et 
ainsi accroître notre portefeuille d’actifs en 2013.

12

REVUE ANNUELLE 2012  INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. 

NOMBRE DE SITES EN EXPLOITATION
au 31 décembre
(réel 2000-2012, prévu 2013-2017)

35

35

33

31

31

28

25

17

16

15

13

12

11

10

7

3
0
0
2

4
0
0
2

5
0
0
2

6
0
0
2

7
0
0
2

8
0
0
2

9
0
0
2

0
1
0
2

1
1
0
2

2
1
0
2

3
1
0
2

4
1
0
2

5
1
0
2

6
1
0
2

7
1
0
2

 
 
L’ÉQUILIBRE ENGENDRE 

LA DURABILITÉ

C 

omment décrivez-vous la mission d’Innergex 
aujourd’hui ?

Notre mission n’a pas changé depuis que la Société a été 
créée en 1990. Le chemin que nous nous sommes tracé  
à ce moment-là est toujours d’actualité. Nous souhaitons 
accroître notre production d’énergie renouvelable grâce à 
des installations de grande qualité, développées et exploi-
tées dans le respect de l’environnement et le meilleur 
intérêt des communautés hôtes, de nos partenaires et de 
nos investisseurs.

Centrale hydroélectrique  
au ﬁl de l’eau Chaudière,  
au Québec

Q 

u’est-ce qui vous a permis de connaître autant 
de succès au cours des 22 dernières années ?

La réussite d’Innergex est fondée sur le développement de 
bons projets, qui deviennent de bonnes installations en 
exploitation. Pour nous, un bon projet en est un qui est 
accepté par la communauté locale, qui respecte l’environ-
nement et qui est économiquement viable – à la fois pour 
nous et pour les services publics que nous desservons.  
En d’autres mots, un projet qui équilibre des impératifs 
sociaux, environnementaux et économiques – ou si vous 
préférez, la population, la planète et les proﬁts.

Suite à la page 14

INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.  REVUE ANNUELLE 2012

13

ENTREVUE

C 

omment ces différents impératifs  
inﬂuencent-ils vos activités ?

Depuis ses débuts, Innergex a placé l’acceptabilité sociale 
au cœur de son modèle d’affaires. Nous consultons les 
communautés locales et nous structurons nos projets de 
manière à ce qu'ils intègrent un partage des revenus ou de 
la propriété, la création d’emplois locaux, des exigences de 
contenu local, ou encore d’autres considérations particu-
lières en appui aux activités récréotouristiques locales.

Au ﬁl des ans, nous avons fait preuve de leadership et 
d’innovation en partageant les retombées économiques  
de nos projets avec les communautés locales et les 
Premières Nations, créant souvent de nouveaux standards 
pour l’industrie que d’autres adoptent à leur tour. Nous avons 
également démontré notre capacité de créer des partenariats 
à long terme avec les communautés locales et les Premières 
Nations à travers le pays – une tendance lourde dans 
l’industrie qui, selon nous, ira en accélérant.

FOCUS

LA MISSION D’INNERGEX EST D’ACCROÎTRE SA PRODUCTION D’ÉNERGIE 
RENOUVELABLE GRÂCE À DES INSTALLATIONS DE GRANDE QUALITÉ, DÉVELOPPÉES 
ET EXPLOITÉES DANS LE RESPECT DE L’ENVIRONNEMENT ET LE MEILLEUR INTÉRÊT 
DES COMMUNAUTÉS HÔTES, DE SES PARTENAIRES ET DE SES INVESTISSEURS.

14

REVUE ANNUELLE 2012  INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. 

Parc éolien Baie-des-Sables, 
au Québec.

Comme chacun le sait, toute activité économique a un 
effet sur l’environnement, mais des mesures peuvent et 
doivent être prises pour éviter ou minimiser cet effet.  
Les producteurs indépendants d’électricité doivent 
respecter des règlements fédéraux et provinciaux très 
stricts en matière de protection de l’environnement, à partir 
de la conception d’un projet, en passant par l’exploitation 
d’une installation et jusqu’à la restauration d’un site. Dans ce 
domaine aussi, nous avons fait preuve de leadership et 
d’innovation aﬁn de respecter et même surpasser les plus 
hauts standards environnementaux. 

O 

ù ces trois impératifs s’entrecroisent-ils ?

En fait, il existe une myriade de considérations sociales et 
environnementales qui entrent en ligne de compte dans  
la création d’un projet appelé à être déposé auprès  
des services publics dans le cadre d’un appel d’offres.  
La proposition doit aussi inclure un prix pour l’électricité  
qui sera produite. Bien sûr, ce prix doit être compétitif  
pour que le projet ait des chances d’être sélectionné. En 
même temps, ce prix doit tenir compte de l’acceptabilité 
sociale du projet, des redevances aux partenaires et aux 
communautés locales, et des stricts standards environne-
mentaux pour que le projet soit bien reçu. Et pour qu’il  
y ait un projet, ce prix doit permettre à l'installation d’être 
économiquement viable.

Autrement dit, l’équilibre nécessaire entre les considéra-
tions d’ordre social, environnemental et économique  
– qui ensemble constituent le vrai coût de production  
de l’énergie – doit se reﬂéter dans le prix de  
l’électricité produite.

E 

t pourquoi est-ce important ?

Lorsqu’on crée cet équilibre, on connaît un succès durable. 
Les installations d’énergie renouvelable ont une durée de 
vie très longue – 25 ans dans le cas de l’éolien et du solaire, 
mais plus de 50 ans, voire 100 ans, dans le cas de l’hydro-
électricité. Conformément à la vision d’Innergex de 
produire de l’énergie durable pour un futur plus vert, nous 
voulons nous assurer de pouvoir continuer de développer 
et d’exploiter des installations d’énergie renouvelable de 
grande qualité, et ce, pour plusieurs années à venir. (cid:31)

INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.  REVUE ANNUELLE 2012

15

 
 
Un appareil 
   qui vaut son 
 pesant d’économies

Cartier énergie éolienne a inventé un instrument 
de très haute précision pour inspecter les pales des 
turbines éoliennes. Le dispositif est plus sécuritaire, 
plus rapide et plus économique que tout ce qui 
existe sur le marché.

O 

n dit que la nécessité est la mère  
de l’invention. Pour Cartier énergie 
éolienne, la nécessité était de trouver  
un moyen plus sécuritaire, plus rapide et plus 
économique d’inspecter les pales de ses  
– 1 179 ! – turbines. 

Auparavant, le seul moyen d’inspecter les pales 
de turbine était d’embaucher des hommes- 
araignées, qui escaladaient les pales avec un 
appareil photo sur leur casque. Ceci exigeait 
l’arrêt complet de la turbine pour une durée  
de trois à six heures et ne permettait d’inspecter 
qu’une turbine par jour, et encore seulement  
un côté des pales.

Robert Guillemette, directeur général de Cartier 
énergie éolienne et inventeur fécond, a donc 
entrepris de trouver une meilleure solution. Pour 
ce faire, son équipe et lui ont recruté l’expertise 
technologique de Collineo, une petite entreprise 
de Montréal se spécialisant dans les solutions 
robotiques mobiles innovatrices et performantes. 
Ils ont conçu un instrument unique en son 
genre : un appareil photo de très haute préci-
sion, monté sur un télescope puissant, qui  
peut être rapidement téléguidé pour balayer la 
surface d’une pale. Des lasers sur le télescope 
permettent de positionner l’instrument et  
de mesurer des distances avec une grande 
précision. Cartier et Collineo partagent la 

propriété intellectuelle de cette invention,  
qui est en attente de brevet. 

Les résultats jusqu’à présent sont impression-
nants. Selon Robert Guillemette, « l’appareil  
a permis d’améliorer la santé et la sécurité en 
éliminant le besoin d’escalader et de descendre 
en rappel le long des turbines. De plus, il réduit 
le temps d’arrêt de chaque turbine à moins 
d’une heure. Il balaye les deux côtés et le  
bord d’attaque de chaque pale, et permet aux 
opérateurs d’inspecter de quatre à six turbines 
par jour – donc quatre à six fois plus qu’avec 
l’ancienne méthode. » Il estime que les coûts 
d’inspection ont été réduits de 70 % à 80 %.

Par ailleurs, grâce à son zoom très puissant, 
l’appareil photo permet de photographier  
des ﬁssures aussi petites qu’un cheveu humain. 
L’équipe de Cartier a conçu un système d’ana-
lyse de ces photos qui permet la détection 
précoce et la réparation de ces ﬁssures, et  
qui conduira à une réduction signiﬁcative des  
coûts d’entretien avec le temps.

L’appareil sera utilisé dans les cinq parcs éoliens 
de Cartier pour les inspections périodiques  
et de ﬁn de garantie (à l’échéance des contrats 
d’entretien avec le fabricant des turbines). 
L’entreprise espère éventuellement s’en servir 
pour l’entretien préventif des pales, qui ont une 
durée de vie de 20 ans et plus. (cid:31)

16

REVUE ANNUELLE 2012  INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. 

Parc éolien L’Anse-à-Valleau,  
au Québec.

FOCUS

INNOVATION  

Innergex est aujourd’hui reconnue comme 
un chef de ﬁle dans le développement,  
la construction, l’exploitation, l’entretien  
et le ﬁnancement de projets d’énergie 
renouvelable. Au ﬁl des ans et de ses succès 
– d’abord dans l’hydroélectricité au ﬁl de 
l’eau, puis dans l’éolien et tout récemment 
dans le solaire –, elle a aussi acquis une 
réputation de pionnière canadienne de 
l’industrie de l’énergie renouvelable. 

Tandis qu’un opérateur 
positionne le télescope  
à environ 30 mètres  
de la turbine, un autre 
positionne une des pales 
perpendiculairement au sol  
et la tourne pour en exposer 

les deux côtés. L’appareil photo balaye le bord d’attaque 
et les deux côtés de chaque pale, prenant environ 
25 photos par côté. (cid:31)

INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.  REVUE ANNUELLE 2012

17

« Nous nous efforçons continuellement, ainsi que nos fournisseurs de 
services – avec lesquels nous avons des relations très dynamiques –  
de trouver des solutions innovantes aux inévitables défis qui 
surviennent dans le cours normal de nos activités. Le système de 
dissipation d’énergie d’ANDRITZ HYDRO offrait la meilleure solution 
technologique et provenait d’un fournisseur de confiance et fiable. » 

–  François Hébert, vice-président principal – Exploitation et entretien

À de nouveaux déﬁs, 
solutions

de nouvelles 

Pour répondre à des exigences très strictes en matière 
de débit d’eau et aux caractéristiques propres au projet 
hydroélectrique au ﬁl de l’eau Ashlu Creek, Innergex a 
choisi d’implanter un système de dissipation d’énergie in-
novateur, conçu pour l’entreprise par ANDRITZ HYDRO.

E 

n raison de la hauteur des 
chutes (plus de 200 mètres) du 
projet hydro électrique au ﬁl de 

l’eau Ashlu Creek et des caractéris-
tiques physiques particulières à ce site, 
le	choix	de	turbines	Francis	s’imposait	
comme le plus efficace. Cependant, 
contrairement aux turbines Pelton 
communément utilisées en Colombie-
Britannique,	les	turbines	Francis	
permettent difficilement de contrôler 
le débit d’eau en dehors des conditions 
normales d’opération. 

turbines, la nécessité de modiﬁer 
soudainement et rapidement le débit 
d’eau qui passe à travers celles-ci (en 
raison, par exemple, d’un bris d’équipe-
ment ou d’une perte de connexion au 
réseau) crée des risques pour l’écosys-
tème de la rivière, ainsi que pour la 
sécurité de kayakistes récréatifs qui 
pourraient se trouver sur la rivière.  
Aﬁn de gérer ces risques, des règle-
ments en matière de débit d’eau 
existent en Colombie-Britannique 
depuis le milieu des années 1990,  
et sont devenus plus stricts depuis  
le milieu des années 2000.

La variation du débit d’eau dans une 
rivière se produit en raison de change-
ments dans la quantité d’eau qui doit 
passer par les turbines, à la suite d’un 
démarrage ou d’un arrêt des turbines. 
Alors qu’il est relativement facile 
d’ajuster le débit d’eau dans des 
conditions normales d’opération des 

Pour répondre à ces nouvelles 
exigences environnementales plus 
strictes liées au débit d’eau, l’équipe 
de développement d’Ashlu Creek  
avait besoin de trouver une nouvelle 
solution technique. L’appel d’offres 
lancé aux fabricants de turbines 
spéciﬁait les critères en matière  

18

REVUE ANNUELLE 2012  INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. 

de débit d’eau, sans spéciﬁer une 
technologie en particulier ; dès lors,  
la porte était ouverte à une solution 
novatrice. En ﬁn de compte, Innergex 
a trouvé ce qu’elle estimait être la 
solution technique la plus appropriée 
et la plus ﬁable dans la proposition 
soumise par ANDRITZ HYDRO,  
qui permettait de répondre aux 
exigences en matière de débit d’eau 
avec un nouveau système de  
dissipation d’énergie.

Le système de dissipation d’énergie 
permet de faire circuler l’eau à travers 
la centrale tout en contournant les 
turbines (lorsqu’il est nécessaire de les 
arrêter soudainement et rapidement, 
par exemple) et, par conséquent, 
permet de contrôler graduellement  
le débit d’eau dans la rivière. Pour 
concevoir ce nouveau système, 
ANDRITZ HYDRO a collaboré avec 
D2FC,	un	fabricant	de	valves	français	

 
Image 3D du système de dissipation 
d’énergie conçu par ANDRITZ HYDRO  
et D2FC pour la centrale hydroélectrique  
au ﬁl de l’eau Ashlu Creek.  

INCIDENTS LIÉS AU DÉBIT D’EAU  
À ASHLU CREEK ET EFFETS SUR 
LES POISSONS

Malheureusement, quatre incidents  
liés au débit d’eau se sont produits  
à la centrale Ashlu Creek entre  
mai 2010 et avril 2011, à la suite 
desquels un total de 165 alevins morts 
ont été trouvés. Ces incidents sont 
survenus durant les premières phases 
de mise en service. Innergex prend très 
au sérieux ces incidents et a apporté 
plusieurs améliorations pour s’assurer 
qu’ils ne se reproduisent plus. Aucun 
incident d’échouement de poissons  
ne s’est produit à Ashlu Creek, ni  
à aucune de ses centrales hydroélec-
triques en Colombie-Britannique, 
depuis avril 2011.

Par ailleurs, la construction de la 
centrale Ashlu Creek a comporté la 
création d’un habitat compensatoire 
pour les poissons de presque  
53 000 m2, comprenant plusieurs 
bassins et canaux communicants  
qui s’étendent sur une superﬁcie 
équivalant à celle de 10 terrains de 
football. Cet habitat compensatoire 
sera entretenu pendant toute la durée 
de vie de la centrale. Des saumons  
de mer adultes y migrent et y pondent 
leurs œufs chaque automne ; et les 
dizaines de milliers de jeunes saumons 
qui y sont produits chaque année 
retournent à la mer pour continuer  
leur cycle de vie.

spécialisé dans l’hydroélectricité et 
reconnu pour sa capacité à concevoir 
des produits de haute performance 
innovants	et	fiables.	D2FC	a	choisi	
d’adapter une technologie dont le 
brevet est échu et qui existait aux 
États-Unis pour des centrales hydroé-
lectriques avec de petites chutes, mais 
qui n’avait jamais été adaptée pour des 
centrales avec de hautes chutes.

Innergex a trouvé dans la proposition 
d’ANDRITZ HYDRO une solution aux 
exigences en matière de débit d’eau 
pour Ashlu Creek et est devenu le 
premier promoteur de centrales 
hydroélectriques à implanter cette 
nouvelle technologie au Canada. Par 
la suite, son équipe de développement 
a accompli avec brio la tâche cruciale 
d’intégrer la nouvelle technologie au 
système d’exploitation de la centrale. 

Pour sa part, ANDRITZ HYDRO a pu 
implanter et éprouver cette nouvelle 
technologie à Ashlu Creek. Selon 
Pierre Duﬂon, directeur compact hydro 
chez ANDRITZ HYDRO Canada Inc., 
« Innergex est unique à la fois pour  
sa concentration à l’interne d’une 
expertise technique en hydroélectri-
cité au ﬁl de l’eau qui n’existe nulle 
part ailleurs, et pour sa volonté  
de rechercher et d’implanter des 
solutions innovantes – de “ penser  
en dehors de la boîte ” ». Il ajoute  
que « nous n’aurions probablement 
pas pu vendre ce premier système  
à quelqu’un d’autre. » Partout dans  
le monde, l’importance grandissante  
de considérations environnementales 
conduit à des exigences de plus en 
plus strictes en matière de débit d’eau, 
et ANDRITZ HYDRO a depuis réussi  
à installer ce système pour plusieurs 
promoteurs de petites centrales 
hydroélectriques dans d’autres pays. (cid:31)

INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.  REVUE ANNUELLE 2012

19

 
 
•4

Un portefeuille 
      d’actifs 
bien diversiﬁé

L 

a diversiﬁcation contribue à réduire les risques et à améliorer la stabilité de  

la performance. Le portefeuille d’Innergex est diversiﬁé de deux manières : selon les 
sources d’énergie et selon la localisation de ses sites. Par conséquent, l’entreprise se 
protège du risque de mauvaises conditions pouvant affecter l’exploitation des ressources 
hydraulique, éolienne ou solaire. La diversiﬁcation procure également à l’entreprise  
la souplesse requise pour réagir à une conjoncture politique et économique favorable  
qui se présente dans un marché, en attendant qu’elle s’améliore dans un autre.

•8 •7
•25•24

•14

•27

•15
•21
•9

•1

VancouVer •

OUEST

Innergex a fait sa première incursion dans le 
marché de la Colombie-Britannique en 2002 avec 
la construction de la centrale Rutherford Creek. 
Aujourd’hui, l’entreprise exploite 11 centrales 
hydroélectriques au ﬁl de l’eau dans cette 
province. Elle possède aussi dans cette région 
deux projets hydroélectriques en construction et 
quatre projets hydroélectriques en développement, 
ainsi qu’un portefeuille de 1 405 MW de projets 
potentiels hydroélectriques et éoliens. 

Innergex exploite également une centrale 
hydroélectrique au ﬁl de l’eau de 9,5 MW dans 
l’Idaho, aux États-Unis.

20

REVUE ANNUELLE 2012  INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. 

•12
• Boise

 
•26

SITES EN EXPLOITATION

1
ashlu cReek (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2009 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  49,9 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2039

2
baie-Des-sables (QC)
MISE EN EXPLOITATION 2006 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  109,5 
PARTICIPATION (%) 38,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2026

3
baTaWa (ON)
MISE EN EXPLOITATION 1999 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  50,0 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2029

4
bRoWn lake (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 1996 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  7,2 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2016

5
caRleTon (QC)
MISE EN EXPLOITATION 2008 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  109,5 
PARTICIPATION (%) 38,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2028

•23

•3
•10

• ToRonTo

6
chauDièRe (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1999 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  24,0 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2019

7
Douglas cReek (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2009 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 27,0 
PARTICIPATION (%) 50,01 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2049

8
FiRe cReek (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2009 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  23,0 
PARTICIPATION (%) 50,01 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2049

9
FiTzsimmons cReek (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2010 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  7,5 
PARTICIPATION (%) 66,67 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2050

10
glen milleR (ON)
MISE EN EXPLOITATION 2005 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 8,0 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2025

EST

Innergex a mis en service sa première centrale 
hydroélectrique au ﬁl de l’eau en 1994, celle  
de Saint-Paulin. En 1999, l’entreprise a pris de 
l’expansion dans le marché de l’Ontario avec la 
mise en service de la centrale hydroélectrique 
au ﬁl de l’eau Batawa. Aujourd’hui, elle exploite 
11 centrales hydroélectriques au ﬁl de l’eau 
dans l’est du Canada. Depuis 2006, Innergex  
a aussi diversiﬁé sa production d’énergie en 
devenant un important producteur d’énergie 
éolienne avec cinq parcs éoliens au Québec, 
dont Gros-Morne, le plus gros parc éolien  
au Canada. En 2012, l’entreprise a encore une 
fois diversiﬁé sa production d’énergie avec la 
mise en service de son premier parc solaire  
de 33 MWDC en Ontario. Dans l’est du Canada, 
Innergex possède également un projet éolien  
en développement, ainsi qu’un portefeuille  
de 1 495 MW de projets potentiels hydroélec-
triques, éoliens, et solaires.

18•

•19

20•

•2
• Rimouski

11
gRos-moRne (i & ii) (QC)
MISE EN EXPLOITATION 2011 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 211,5 
PARTICIPATION (%) 38,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2032

12
hoRseshoe benD (É.-U.)
MISE EN EXPLOITATION 1995 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  9,5 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2030

13
l’anse-à-valleau (QC)
MISE EN EXPLOITATION 2007 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  100,5 
PARTICIPATION (%) 38,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2027

14
lamonT cReek (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2009 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  27,0 
PARTICIPATION (%) 50,01 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2049

15
milleR cReek (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2003 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  33,0 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2033

16
monTagne sèche (QC) 
MISE EN EXPLOITATION 2011 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 58,5 
PARTICIPATION (%) 38,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2031

17
monTmagny (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1996 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  2,1 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2021

18
poRTneuF 1 (QC) 
MISE EN EXPLOITATION 1996 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 8,0 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2021

19
poRTneuF 2 (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1996 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  9,9 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2021

20
poRTneuF 3 (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1996 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  8,0 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2021

•11•16

•13

•5

21
RuTheRFoRD cReek (C.-B.) 
MISE EN EXPLOITATION 2004 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 49,9 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2024

22
sainT-paulin (QC) 
MISE EN EXPLOITATION 1994 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 8,0 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2014

23
sTaRDale (ON)
MISE EN EXPLOITATION 2012 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  33,2 Dc 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2032

24
sTokke cReek (C.-B.) 
MISE EN EXPLOITATION 2009 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 22,0 
PARTICIPATION (%) 50,01 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2049

25
Tipella cReek (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2006 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  18,0 
PARTICIPATION (%) 50,01
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2049

•17

•22
TRois-RivièRes •

Québec •

•6

• monTRéal

•28

26
umbaTa Falls (ON)
MISE EN EXPLOITATION 2008 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 23,0 
PARTICIPATION (%) 49,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2028

27
uppeR sTave RiveR (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2006 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  109,5 
PARTICIPATION (%) 38,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2026

28
WinDsoR (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1996 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  5,5 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2016

•26

SITES EN EXPLOITATION

1
ashlu cReek (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2009 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  49,9 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2039

2
baie-Des-sables (QC)
MISE EN EXPLOITATION 2006 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  109,5 
PARTICIPATION (%) 38,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2026

3
baTaWa (ON)
MISE EN EXPLOITATION 1999 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  50,0 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2029

4
bRoWn lake (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 1996 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  7,2 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2016

5
caRleTon (QC)
MISE EN EXPLOITATION 2008 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  109,5 
PARTICIPATION (%) 38,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2028

•23

•3
•10

• ToRonTo

6
chauDièRe (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1999 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  24,0 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2019

7
Douglas cReek (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2009 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 27,0 
PARTICIPATION (%) 50,01 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2049

8
FiRe cReek (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2009 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  23,0 
PARTICIPATION (%) 50,01 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2049

9
FiTzsimmons cReek (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2010 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  7,5 
PARTICIPATION (%) 66,67 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2050

10
glen milleR (ON)
MISE EN EXPLOITATION 2005 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 8,0 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2025

EST

Innergex a mis en service sa première centrale 
hydroélectrique au ﬁl de l’eau en 1994, celle  
de Saint-Paulin. En 1999, l’entreprise a pris de 
l’expansion dans le marché de l’Ontario avec la 
mise en service de la centrale hydroélectrique 
au ﬁl de l’eau Batawa. Aujourd’hui, elle exploite 
11 centrales hydroélectriques au ﬁl de l’eau 
dans l’est du Canada. Depuis 2006, Innergex  
a aussi diversiﬁé sa production d’énergie en 
devenant un important producteur d’énergie 
éolienne avec cinq parcs éoliens au Québec, 
dont Gros-Morne, le plus gros parc éolien  
au Canada. En 2012, l’entreprise a encore une 
fois diversiﬁé sa production d’énergie avec la 
mise en service de son premier parc solaire  
de 33 MWDC en Ontario. Dans l’est du Canada, 
Innergex possède également un projet éolien  
en développement, ainsi qu’un portefeuille  
de 1 495 MW de projets potentiels hydroélec-
triques, éoliens, et solaires.

18•

•19

20•

•2
• Rimouski

11
gRos-moRne (i & ii) (QC)
MISE EN EXPLOITATION 2011 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 211,5 
PARTICIPATION (%) 38,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2032

12
hoRseshoe benD (É.-U.)
MISE EN EXPLOITATION 1995 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  9,5 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2030

13
l’anse-à-valleau (QC)
MISE EN EXPLOITATION 2007 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  100,5 
PARTICIPATION (%) 38,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2027

14
lamonT cReek (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2009 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  27,0 
PARTICIPATION (%) 50,01 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2049

15
milleR cReek (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2003 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  33,0 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2033

16
monTagne sèche (QC) 
MISE EN EXPLOITATION 2011 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 58,5 
PARTICIPATION (%) 38,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2031

17
monTmagny (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1996 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  2,1 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2021

18
poRTneuF 1 (QC) 
MISE EN EXPLOITATION 1996 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 8,0 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2021

19
poRTneuF 2 (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1996 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  9,9 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2021

20
poRTneuF 3 (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1996 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  8,0 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2021

•11•16

•13

•5

21
RuTheRFoRD cReek (C.-B.) 
MISE EN EXPLOITATION 2004 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 49,9 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2024

22
sainT-paulin (QC) 
MISE EN EXPLOITATION 1994 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 8,0 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2014

23
sTaRDale (ON)
MISE EN EXPLOITATION 2012 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  33,2 Dc 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2032

24
sTokke cReek (C.-B.) 
MISE EN EXPLOITATION 2009 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 22,0 
PARTICIPATION (%) 50,01 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2049

25
Tipella cReek (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2006 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  18,0 
PARTICIPATION (%) 50,01
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2049

•17

•22
TRois-RivièRes •

Québec •

•6

• monTRéal

•28

26
umbaTa Falls (ON)
MISE EN EXPLOITATION 2008 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 23,0 
PARTICIPATION (%) 49,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2028

27
uppeR sTave RiveR (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2006 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  109,5 
PARTICIPATION (%) 38,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2026

28
WinDsoR (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1996 
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts)  5,5 
PARTICIPATION (%) 100,00 
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2016

« Dans le futur, nous comptons maintenir et même 
augmenter nos dépenses liées aux projets potentiels. 
Ces investissements, combinés à notre expertise inégalée 
en développement, nous donneront la souplesse  
et l’agilité requises pour répondre à la demande d’énergie 
renouvelable, à l’endroit et au moment où elle se 
manifestera à long terme. » 

–  Jean Perron, chef de la direction ﬁnancière et vice-président principal

« Tous nos projets en développement étaient à l’origine des projets potentiels 
sur lesquels nous avons travaillé, parfois longtemps, avant de pouvoir les 
soumettre dans le cadre d’un appel d’offres ou d’un programme d’achat 
d’électricité. En 2013, nous aurons six projets hydroélectriques en 
construction simultanément, un record pour la Société. Innergex possède 
aujourd’hui plus de sites hydroélectriques au fil de l’eau en Colombie-
Britannique que toute autre société. » 

–  Renaud de Batz, vice-président principal – Développement hydroélectrique

PROSPECTER POUR UN FUTUR PLUS VERT

étant l’un des plus importants producteurs 
indépendants d’énergie renouvelable au canada, 
innergex défend avec ferveur le développement 
d’une industrie canadienne de l’énergie 
renouvelable forte et durable.

L’entreprise continue de faire progresser le développement de 
son portefeuille de projets potentiels hydroélectriques, éoliens  
et solaires, et demeure prête à répondre à de futurs  
appels d’offres.  

En Ontario, l’Ofﬁce de l’électricité de l’Ontario a divulgué les 
nouvelles règles du programme de tarifs de rachat garantis 
de la province, à la suite d’un processus de révision entamé 
à l’automne 2011. Tout en maintenant son engagement 
envers une énergie propre, la province s’est dotée de nouvelles 
règles pour simpliﬁer le processus de soumission et de 
sélection des projets par le biais d’un système de points, 
réduire les tarifs (de 22 % pour les grands projets solaires et 
de 15 % pour les projets éoliens) et les réviser annuellement, 
de même que pour améliorer l’engagement des municipalités 
et encourager une participation des communautés et des 
Premières Nations. Les exigences de contenu local ont été 
maintenues. Innergex a plusieurs projets éoliens et solaires 
qu’elle prépare en vue de les présenter lors d’une future 
période de soumission pour des projets de grande taille. 

D’autres projets potentiels en Ontario, surtout dans le secteur 
éolien, dépendent toujours de l’expansion éventuelle du 
réseau de transport d’électricité et représentent un potentiel 
de croissance à plus long terme.

En Colombie-Britannique, Innergex continue de faire 
progresser le développement de plusieurs projets qui seraient 
admissibles au programme d’offres standard de la province. 
Conformément aux modalités de ce programme, toutes les 
approbations et tous les permis doivent être obtenus avant 
que soit déposée une demande de contrat d’achat 
d’électricité. De plus, l’entreprise croit fermement au 
potentiel de l’éolien comme source d’énergie renouvelable 
concurrentielle dans cette province. Elle espère proﬁter de sa 
forte présence, de sa réputation de partenaire ﬁable auprès 
des communautés locales et des Premières Nations, et de son 
expertise en énergie éolienne pour poursuivre le développe-
ment de plusieurs projets potentiels.

Au Québec, des plans pour un nouvel appel d’offres éolien  
de 700 MW ont été annoncés, y compris un programme pour 
des projets éoliens autochtones. Cette capacité additionnelle 
permettrait à la province d’atteindre son objectif de 
développer 4 000 MW de puissance installée en énergie 
éolienne. Innergex demeure prête à répondre à cet appel 
d’offres, lorsqu’il viendra, et entend soumettre plusieurs 
projets, dont celui de 150 MW qu’elle développe en 
partenariat avec la Nation Mi’gmaq du Québec. (cid:31)

Tout commence  
   par les gens

Innergex a fait de l’acceptabilité sociale 
la pierre angulaire de sa stratégie de  
développement et, par le fait même, a tissé 
de solides relations à long terme avec  
des communautés locales et des Premières 
Nations à travers le Canada.

E 

n décembre 2012, Innergex et  
la Nation Lil’wat signaient une 
convention de participation  

pour le projet hydroélectrique en 
développement Upper Lillooet, en 
Colombie-Britannique. Cette conven-
tion prévoit entre autres le partage de 
revenus, la création d’emplois, et la 
surveillance en continu de la conformité 
environnementale. Il comprend égale-
ment une disposition pour permettre  

à la Nation Lil’wat de s’assurer que  
la conception du projet reﬂète ses 
valeurs culturelles. « Il procurera des 
occasions pour la création d’emplois, 
l’octroi de contrats et le développement 
économique de notre Nation pour la 
prochaine génération » [traduction],  
a déclaré la chef Lucinda Phillips de  
la Nation Lil’wat. « [Innergex] a investi 
beaucoup de temps pour comprendre  
et gérer les effets environnementaux et 
archéologiques du projet sur notre 
territoire traditionnel.  

Suite à la page 26

24

REVUE ANNUELLE 2012  INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. 

 
 
« Dans le futur, nous comptons maintenir et même 
augmenter nos dépenses liées aux projets potentiels. 
Ces investissements, combinés à notre expertise inégalée 
en développement, nous donneront la souplesse  
et l’agilité requises pour répondre à la demande d’énergie 
renouvelable, à l’endroit et au moment où elle se 
manifestera à long terme. » 

–  Jean Perron, chef de la direction ﬁnancière et vice-président principal

« Tous nos projets en développement étaient à l’origine des projets potentiels 
sur lesquels nous avons travaillé, parfois longtemps, avant de pouvoir les 
soumettre dans le cadre d’un appel d’offres ou d’un programme d’achat 
d’électricité. En 2013, nous aurons six projets hydroélectriques en 
construction simultanément, un record pour la Société. Innergex possède 
aujourd’hui plus de sites hydroélectriques au fil de l’eau en Colombie-
Britannique que toute autre société. » 

–  Renaud de Batz, vice-président principal – Développement hydroélectrique

PROSPECTER POUR UN FUTUR PLUS VERT

étant l’un des plus importants producteurs 
indépendants d’énergie renouvelable au canada, 
innergex défend avec ferveur le développement 
d’une industrie canadienne de l’énergie 
renouvelable forte et durable.

L’entreprise continue de faire progresser le développement de 
son portefeuille de projets potentiels hydroélectriques, éoliens  
et solaires, et demeure prête à répondre à de futurs  
appels d’offres.  

En Ontario, l’Ofﬁce de l’électricité de l’Ontario a divulgué les 
nouvelles règles du programme de tarifs de rachat garantis 
de la province, à la suite d’un processus de révision entamé 
à l’automne 2011. Tout en maintenant son engagement 
envers une énergie propre, la province s’est dotée de nouvelles 
règles pour simpliﬁer le processus de soumission et de 
sélection des projets par le biais d’un système de points, 
réduire les tarifs (de 22 % pour les grands projets solaires et 
de 15 % pour les projets éoliens) et les réviser annuellement, 
de même que pour améliorer l’engagement des municipalités 
et encourager une participation des communautés et des 
Premières Nations. Les exigences de contenu local ont été 
maintenues. Innergex a plusieurs projets éoliens et solaires 
qu’elle prépare en vue de les présenter lors d’une future 
période de soumission pour des projets de grande taille. 

D’autres projets potentiels en Ontario, surtout dans le secteur 
éolien, dépendent toujours de l’expansion éventuelle du 
réseau de transport d’électricité et représentent un potentiel 
de croissance à plus long terme.

En Colombie-Britannique, Innergex continue de faire 
progresser le développement de plusieurs projets qui seraient 
admissibles au programme d’offres standard de la province. 
Conformément aux modalités de ce programme, toutes les 
approbations et tous les permis doivent être obtenus avant 
que soit déposée une demande de contrat d’achat 
d’électricité. De plus, l’entreprise croit fermement au 
potentiel de l’éolien comme source d’énergie renouvelable 
concurrentielle dans cette province. Elle espère proﬁter de sa 
forte présence, de sa réputation de partenaire ﬁable auprès 
des communautés locales et des Premières Nations, et de son 
expertise en énergie éolienne pour poursuivre le développe-
ment de plusieurs projets potentiels.

Au Québec, des plans pour un nouvel appel d’offres éolien  
de 700 MW ont été annoncés, y compris un programme pour 
des projets éoliens autochtones. Cette capacité additionnelle 
permettrait à la province d’atteindre son objectif de 
développer 4 000 MW de puissance installée en énergie 
éolienne. Innergex demeure prête à répondre à cet appel 
d’offres, lorsqu’il viendra, et entend soumettre plusieurs 
projets, dont celui de 150 MW qu’elle développe en 
partenariat avec la Nation Mi’gmaq du Québec. (cid:31)

Tout commence  
   par les gens

Innergex a fait de l’acceptabilité sociale 
la pierre angulaire de sa stratégie de  
développement et, par le fait même, a tissé 
de solides relations à long terme avec  
des communautés locales et des Premières 
Nations à travers le Canada.

E 

n décembre 2012, Innergex et  
la Nation Lil’wat signaient une 
convention de participation  

pour le projet hydroélectrique en 
développement Upper Lillooet, en 
Colombie-Britannique. Cette conven-
tion prévoit entre autres le partage de 
revenus, la création d’emplois, et la 
surveillance en continu de la conformité 
environnementale. Il comprend égale-
ment une disposition pour permettre  

à la Nation Lil’wat de s’assurer que  
la conception du projet reﬂète ses 
valeurs culturelles. « Il procurera des 
occasions pour la création d’emplois, 
l’octroi de contrats et le développement 
économique de notre Nation pour la 
prochaine génération » [traduction],  
a déclaré la chef Lucinda Phillips de  
la Nation Lil’wat. « [Innergex] a investi 
beaucoup de temps pour comprendre  
et gérer les effets environnementaux et 
archéologiques du projet sur notre 
territoire traditionnel.  

Suite à la page 26

24

REVUE ANNUELLE 2012  INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. 

 
 
FOCUS

LES RELATIONS D’INNERGEX AVEC SES PARTENAIRES ET SES PARTIES 
PRENANTES SONT GOUVERNÉES PAR DES VALEURS FONDAMENTALES 
D’INTÉGRITÉ, DE RESPONSABILITÉ, DE TRANSPARENCE ET DE COLLABORATION, 
DANS UN ESPRIT DE LONGÉVITÉ ET DE PARTAGE DES RESSOURCES.

Cérémonie d’inauguration  
de la centrale hydroélectrique au ﬁl 
de l’eau Umbata Falls, en Ontario.

INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.  REVUE ANNUELLE 2012

25

DES PARTENARIATS ÉTABLIS SUR  
DE SOLIDES RELATIONS À LONG TERME

Sites Harrison 
Cloudworks Energy Inc., dont Innergex s’est 
portée acquéreur au printemps 2011, avait 
elle-même tissé de très fortes relations avec 
plusieurs Premières Nations. Naturellement, 
ces Premières Nations ont choisi de prendre  
le temps nécessaire pour comprendre ce  
que signiﬁait pour eux ce changement de 
propriétaire. Elles ont reconnu dans les gens 
d’Innergex le même type de personnes que 
celles avec lesquelles elles avaient choisi de 
faire affaire, partageant les mêmes valeurs et 
ayant à cœur la collaboration et la participation 
des Premières Nations aux projets hydroélec-
triques de l’entreprise. Éventuellement, ceci a 
mené à la signature d’une nouvelle entente de 
partenariat avec la Douglas First Nation pour 
les projets en développement de Northwest 
Stave, Tretheway Creek et Big Silver Creek.

Umbata Falls
La centrale hydroélectrique au ﬁl de l’eau  
de 23 MW Umbata Falls, en Ontario, a été 
développée par Innergex en coentreprise 
(49-51) avec les Ojibways of the Pic River 
First Nation et a été mise en service en 
novembre 2008. Pour cette Première  
Nation, il était très important que les deux 
opérateurs de la centrale soient embauchés 
à même la communauté – et c’est 
exactement ce qui s’est produit.

« Il y a un siècle et demi,  
Port Douglas était le 
centre de commerce de 
ce qui deviendrait la 
Colombie-Britannique. 
Jusqu’à récemment, le 
peuple de la vallée de 
Lillooet était un peuple 
oublié. Cela a changé avec 
l’arrivée des projets hydroélectriques. Plusieurs personnes ont trouvé  
un emploi. Nous sommes maintenant raccordés au réseau de transport 
d’électricité, nous avons pu rediriger nos efforts vers des questions 
essentielles telles que l’amélioration de nos routes, l’accès au téléphone  
et à l’Internet, le développement de nos communautés, la création d’une 
économie durable, et le rapatriement de nos gens. » [Traduction] 
–  Chef Don Harris de la Douglas First Nation

Nous avons hâte de travailler avec eux 
sur ce projet ainsi que plusieurs autres 
à l’avenir. » [Traduction] Un accord 
semblable avec la Nation Lil’wat 
devrait être signé par l’entreprise pour 
le projet hydroélectrique Boulder Creek, 
qui est également en développement.

Il s’agit là de la plus récente de 
nombreuses ententes qu’Innergex a 
développées au ﬁl des ans, avec des 
partenaires tels que les Ojibways of 
the	Pic	River	First	Nation	en	Ontario,	
la Kanaka Bar Indian Band et la 
Douglas	First	Nation	en	Colombie-
Britannique, la Nation Mi’gmaq du 
Québec,	la	Wolf	Lake	First	Nation	 

et	la	Eagle	Village	First	Nation,	
également au Québec.

En fait, Innergex présente un long 
historique de solides relations avec  
les communautés locales. En les 
écoutant, en choisissant délibérément 
de concevoir des projets qui reﬂètent 
leurs aspirations, et en harmonisant 
ses propres objectifs avec ceux des 
communautés, l’entreprise a choisi  
de commencer par les gens.

Julie Boudreau, directrice – Relations 
publiques, qui œuvre au développe-
ment de relations avec les commu-
nautés locales et les Premières 

26

REVUE ANNUELLE 2012  INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. 

« Avec Innergex, nous avons trouvé un 
partenaire qui respecte ses engagements ;  
ce qu’elle promet, ce qu’elle dit qu’elle fera,  
elle le fait. Nous avons hâte de continuer  
à travailler ensemble au développement  
de projets d’énergie renouvelable pour notre 
communauté. » [Traduction]
– Chef Roy Michano de la Objiways of the Pic River 

First Nation

Nations, explique : « Nous avons 
toujours approché le développement en 
nous adaptant à la situation unique  
de chaque communauté avec laquelle 
nous prenons contact. Nous avons aussi 
respecté la séquence naturelle selon 
laquelle l’acceptabilité sociale se crée 
– d’abord des individus qui représentent 
la Société, puis de la Société elle-même, 
et enﬁn de ses projets. »

L’acceptabilité sociale demeure la pierre 
angulaire de la stratégie de développe-
ment d’Innergex. Elle s’est avérée un 
formidable levier de croissance avec  
les années, car à maintes reprises elle a 

Viger-Denonville
Le projet Viger-Denonville est un parc éolien 
de 25 MW développé par Innergex en coentre-
prise (50-50) avec la Municipalité régionale  
de comté (MRC) de Rivière-du-Loup – en 
fait, sa première coentreprise avec une 
municipalité. Il est prévu que la mise en 
service de ce parc éolien se fasse à la ﬁn  
de 2013, mais le germe de ce projet a été 
semé dès 2006, lorsque les élus municipaux 
ont visité le parc éolien Baie-des-Sables 
d’Innergex, qui était en construction à 
l’époque. En 2009, lorsque le gouvernement 
provincial a lancé son appel d’offres éolien 
communautaire, Innergex et la MRC de 
Rivière-du-Loup ont créé un partenariat et 
travaillé étroitement à prendre contact avec 
les propriétaires terriens, à structurer un 
projet mutuellement bénéﬁque, puis à 
communiquer régulièrement avec la 
population locale. 

Kwoiek Creek 
Le projet Kwoiek Creek est une centrale 
hydroélectrique au ﬁl de l’eau de 50 MW 
développée en coentreprise 50-50 avec la 
Kanaka Bar Indian Band. Sa construction a 
commencé en 2011 et sa mise en service est 
prévue à la ﬁn de 2013. Pour la Kanaka Bar 
Indian Band, il était très important que ce 
projet crée des emplois locaux. Innergex et 
ses fournisseurs et entrepreneurs ont 
répondu à l’appel ; présentement, plus  
de 40 % des travailleurs sur le site sont 
autochtones, soit le double de la moyenne 
pour des projets de construction semblables 
en Colombie-Britannique. D’ailleurs, en 
2012, la Kanaka Bar Indian Band a reçu  
le prix de la communauté de l’année en 
énergie renouvelable de Clean Energy BC,  
en reconnaissance de ses nombreuses 
initiatives en matière d’énergie propre 
depuis les années 1980, dont le projet 
Kwoiek Creek.

Chaudière
L’idée de remettre à neuf la centrale 
hydroélectrique au ﬁl de l’eau de 24 MW 
Chaudière est née à une époque de vive 
opposition aux petites centrales hydroélec-
triques privées. Innergex a choisi de prendre 
contact avec les communautés locales qui 
seraient directement concernées par le 
projet. Celles-ci voulaient avant tout 
préserver les magniﬁques chutes, alors le 
projet a été structuré à partir d’exigences  
de débit esthétique, surtout durant les mois 
d’été, lors de la haute saison touristique. 
L’entreprise a également sollicité la 
participation de ces communautés pour  
la conception architecturale de la centrale, 
et elle a pris en charge le réaménagement  
et l’entretien annuel du parc naturel 
avoisinant, créant une attraction touristique 
majeure pour la région. En ﬁn de compte,  
la ferme détermination des communautés 
locales à mener à terme ce projet a 
certainement inﬂuencé les autorités  
à lui donner le feu vert.

« Nous avons d’abord choisi Innergex parce 
que nous croyions que c’était un partenaire 
de très grande qualité, partageant nos valeurs. 
Notre expérience en travaillant avec eux au 
quotidien le conﬁrme. » 
–  M. Michel Lagacé, préfet de la MRC  

de Rivière-du-Loup

« Bien que plusieurs autres projets 
comportent une participation des Premières 
Nations, je crois qu’aucun d’entre eux  
ne nous égale en ce qui a trait à notre 
participation de 50 % et au réel partenariat 
que nous avons avec Innergex. » [Traduction]
– Chef James Frank de la Kanaka Bar Indian Band

permis à l’entreprise de construire des 
projets réussis. Plus important encore, 
elle a permis de créer des projets qui 
sont meilleurs parce qu’ils s’inscrivent 
dans une perspective de développe-
ment durable. Que ce soit sous forme 
du partage des retombées écono-
miques, d’opportunités d’emploi ou  
de copropriété, Innergex a compris la 
volonté grandissante des communautés 
à devenir des agents de leur propre 
développement socio-économique. 
Une tendance lourde qui ira en  
s’accélérant, estime-t-elle, partout  
au Canada. (cid:31)

« Nous croyons que chaque communauté est unique  
– par son vécu, sa culture et ses aspirations, et nous 
essayons toujours de nous adapter à chaque communauté 
avec laquelle nous prenons contact. La relation entre des 
organisations passe par les liens durables de confiance entre 
les personnes. Ce tissage est très valorisant pour tous ceux 
qui sont concernés. » 

–  Richard Blanchet, vice-président principal – région de l’Ouest

INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.  REVUE ANNUELLE 2012

27

Développer. 

  Exploiter.
   Livrer.

Cartier énergie éolienne complète son programme
de développement avec la mise en service de la 
phase II du parc éolien Gros-Morne, au Québec, 
créant 590 MW de puissance installée totale  
d’énergie éolienne.

L 

orsqu’Hydro-Québec a 
annoncé le premier appel 
d’offres de 1 000 MW d’énergie 

éolienne il y a exactement 10 ans, 
Innergex a pris la décision stratégique 
d’entrer dans ce nouveau secteur de 
l’énergie renouvelable. Au début de 
2004, l’entreprise a créé Cartier 
énergie éolienne avec TransCanada 
Corp., une coentreprise dans laquelle 
Innergex détient une participation de 
38 %, et 50 % des entités de gestion.  
En septembre 2004, tous les projets 
que Cartier avait soumis à l’appel 
d’offres furent retenus, soit les trois 
quarts des contrats octroyés, marquant 
ainsi la naissance d’une industrie de 
l’énergie éolienne au Québec.

La mise en service de la phase II  
du parc éolien Gros-Morne, en 
novembre 2012, marque l’achèvement 
du programme de développement  
de Cartier énergie éolienne, celle-ci 
livrant ainsi avec succès cinq parcs 
éoliens totalisant 590 MW dans les 
délais et selon les budgets, et procu-
rant des retombées économiques  
à la région gaspésienne sous  
forme d’emplois, de contributions 

volontaires aux municipalités hôtes,  
de bourses d’études et de soutien à 
l’industrie locale du tourisme.

Plus important encore, le programme 
de développement de Cartier a 
respecté les plus hauts standards  
en matière d’acceptabilité sociale,  
de développement structuré et de 
respect de l’environnement ; il est 
devenu un modèle à suivre que 
d’autres acteurs de l’industrie ont 
depuis adopté.

Le succès de Cartier n’aurait pu être 
possible sans la collaboration et le 
soutien des communautés locales 
hôtes. « Les gens de la région gaspé-
sienne ont été de fervents partisans  
de ces projets éoliens », affirme Peter 
Grover, vice-président principal – 
Gestion de projets. « Ils ont joué un 
rôle clé dans la création d’une base de 
connaissances et d’activité industrielle 
dans leur région en matière d’énergie 
renouvelable. »

Alors que le dernier des projets en 
développement est mis en exploitation, 
Cartier a déjà entamé la transition de 
promoteur à exploitant, tout comme 
Innergex l’a fait dans le secteur hydro-
électrique. Pour Robert Guillemette, 

directeur général de Cartier énergie 
éolienne, « c’est une chose de 
construire des parcs éoliens, c’en  
est une autre de les exploiter pendant 
20 ans. La transition à des activités 
d’exploitation est critique. Notre 
personnel élargit ses compétences 
techniques. » Cartier a déjà réussi 
l’intégration des activités d’exploitation 
et d’entretien du parc éolien Baie- 
des-Sables en 2011, créant par le fait 
même une unité spécialisée dans 
l’entretien préventif et la réparation 
des pales qui s’est traduite par une 
réduction des coûts opérationnels et 
une disponibilité des équipements de 
plus de 98 %. L’intégration des activités 
d’exploitation et d’entretien s’est  
poursuivie en 2012 au parc éolien 
L’Anse-à-Valleau et de nouveau  
en 2013 au parc éolien Carleton,  
à l’échéance de leur contrat d’entre-
tien de cinq ans avec le fabricant  
des turbines.

Innergex croit fermement au potentiel 
à long terme de l’énergie éolienne  
et demeure engagée envers son 
développement au Québec, ainsi  
que dans d’autres marchés à travers  
le Canada. (cid:31)

28

REVUE ANNUELLE 2012  INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. 

 
FAITS SAILLANTS DE CARTIER ÉNERGIE ÉOLIENNE
5 parcs éoliens

Investissements totalisant 

1,1 milliard de dollars,  

dont 600 millions de dollars  
en Gaspésie

393 turbines

590 MW 

de puissance installée brute

L’électricité produite peut alimenter 

plus de 100 000

foyers québécois chaque année

Distributions aux communautés 

hôtes totalisant 15  millions  

de dollars au cours des  
20 prochaines années

Six bourses d’études de

2 000 $

pour des jeunes qui s’inscrivent 
au programme de formation  
en maintenance industrielle 
d’éoliennes du cégep de la 
Gaspésie et des îles (trois dans  
le volet général et trois pour  
les jeunes des communautés 
Mi’gmaq de la Gaspésie)

600 personnes ont  

participé au processus, de la 
conception à la mise en service  
de chaque parc éolien, dont  
plus de 80 % sont de la  
région gaspésienne 

22 des 27 employés de  

Cartier sont domiciliés en Gaspésie  
– ce nombre augmentera sans 
doute à près de 50 lorsque toutes 
les activités d’exploitation et 
d’entretien auront été rapatriées  
à l’interne

Installation d’une turbine  
au parc éolien Gros-Morne,  
au Québec.

FOCUS

GRÂCE À SA PHILOSOPHIE DE GESTION ENTREPRENEURIALE ET 
INNOVATRICE, INNERGEX A DÉVELOPPÉ AU FIL DES ANS UNE EXPERTISE 
INÉGALÉE EN TANT QUE PROMOTEUR AVISÉ ET EXPLOITANT CHEVRONNÉ 
D’ACTIFS D’ÉNERGIE RENOUVELABLE.

INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.  REVUE ANNUELLE 2012

29

Agir de manière 
   responsable 

grâce à la conformité, 
au suivi et à l’amélioration  

 continue

En tant que promoteur et exploitant d’énergies  
renouvelables responsable, Innergex consacre  
des ressources considérables au respect d’exigences  
environnementales très strictes. Gros plan sur ses  
activités liées à l’environnement dans le secteur  
hydroélectrique en Colombie-Britannique.

L 

a Colombie-Britannique a été 
baptisée la province la plus 
verte au Canada – une affirma-

tion qui s’appuie sur une règlementation 
environnementale parmi les plus 
rigoureuses et exhaustives au pays.  
Étant le plus important promoteur et 
exploitant d’énergies renouvelables 
dans cette province, avec 11 centrales 
hydroélectriques au ﬁl de l’eau  
et six projets hydroélectriques en 
développement, Innergex prend  
très au sérieux sa responsabilité 
environnementale.

ACTIVITÉS DE SURVEILLANCE 
DES DÉBITS D’EAU

En 2012, l’équipe d’exploitation en 
Colombie-Britannique a entamé 
l’implantation de systèmes visant à 
améliorer la surveillance du compor-
tement des centrales hydroélectriques 
de l’entreprise. Les objectifs étaient 
clairs : mieux suivre les obligations et 
engagements prescrits par les permis 
d’exploitation de l’entreprise, mieux 
surveiller l’impact des centrales sur 
l’environnement, réduire le nombre 
d’incidents, et sans doute plus 
important encore, réagir de manière 
proactive aux incidents dès qu’ils  
se produisent.

Même si les installations hydroélec-
triques modernes font toutes la 
surveillance des débits d’eau dans la 
centrale et dans la rivière en temps 
réel, ces nouveaux systèmes 
permettent désormais de surveiller  
le niveau d’eau dans la rivière en 
temps réel 24 heures sur 24 et, dans 
certaines circonstances, d’apporter 
des correctifs. Ceci permet à l’entre-
prise de s’assurer de respecter ses 
engagements contractuels et règle-
mentaires, surtout en ce qui à trait au 
débit d’eau minimum, qui doit être 
maintenu dans la rivière en tout 
temps. De plus, les opérateurs ont 
reçu une formation additionnelle en 
matière d’intervention en cas d’inci-

30

REVUE ANNUELLE 2012  INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. 

 
 
Agir de manière 

   responsable 

grâce à la conformité, 

au suivi et à l’amélioration  

 continue

« Ces exhaustifs programmes de surveillance multidisciplinaires 
de cinq ans permettront à la Société de mieux comprendre  
et documenter l’impact réel de ses centrales hydroélectriques 
et de mieux répondre aux préoccupations de ses parties 
prenantes. Par la suite, les connaissances acquises grâce à ces 
études scientifiques indépendantes seront utilisées dans nos 
activités de développement ultérieures. » 

– Matt Kennedy, vice-président, Environnement – région de l’Ouest

dent, et les mécanismes de déclara-
tion d’incident ont été améliorés. Tous 
les incidents, même les plus petits, 
sont déclarés aux autorités gouverne-
mentales fédérale et provinciale dans 
les 24 heures, puis font l’objet d’un 
suivi à l’aide d’un rapport plus détaillé. 
La grande majorité des incidents n’est 
pas signiﬁcative et n’a aucun impact 
écologique. Néanmoins, chaque 
incident déclenche un examen 
interne qui permet d’en étudier les 
causes et de mettre en place des 
mesures pour éviter qu’il se repro-
duise. « Le respect de l’environnement 
fait partie de notre culture ; lorsqu’un 
incident se produit, nous enquêtons 
immédiatement et apportons des 
correctifs lorsque nécessaire », 
déclare Matt Kennedy, vice-président, 
Environnement – région de l’Ouest. 

PROGRAMMES DE 
SURVEILLANCE CONTINUE

De nouvelles règlementations 
environnementales plus rigoureuses 
en Colombie-Britannique exigent 
désormais la mise en place d’un 
programme de surveillance multidis-
ciplinaire et exhaustif – surveillance 
des poissons, de l’eau (composition 
chimique et température), des 
insectes, de la faune, de la végéta-
tion – d’une durée de cinq ans et 
devant débuter dès la mise en service 
commerciale de la centrale. 

Un tel programme sert à conﬁrmer  
les prévisions contenues dans l’étude 
d’impact environnemental de chaque 
projet réalisée dans le cadre du 
processus de demande d’évaluation 
environnementale.

Toutes les centrales hydroélectriques 
d’Innergex construites en Colombie-
Britannique au cours des cinq 
dernières années ont mis en branle  
un tel programme de surveillance 
exhaustif, et toutes les installations  
(y compris Brown Lake, qui est en 
exploitation depuis de nombreuses 
années et a dépassé le stade de 
surveillance biologique) font l’objet 
d’une surveillance en lien avec leurs 
exigences règlementaires. L’entreprise 
a également déﬁni une politique 
interne de conformité et de minimisa-
tion des dommages pour toutes les 
centrales de la Colombie-Britannique, 
laquelle est présentement mise  
en œuvre.

Dans le cadre de ces programmes  
de surveillance exhaustifs, Innergex 
ﬁnance des études de terrain détail-
lées et collecte des données essen-
tielles. L’entreprise est à mi-chemin de 
ces programmes de surveillance pour 
la majorité de ses installations en 
Colombie-Britannique, mais déjà les 
résultats s’annoncent encourageants.

Suite à la page 32

INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.  REVUE ANNUELLE 2012

31

Habitat compensatoire pour les 
poissons de la centrale hydroélectrique 
au ﬁl de l’eau Tipella Creek, en 
Colombie-Britannique.

 
Après

Photos de la conduite forcée de la centrale 
hydroélectrique au ﬁl de l’eau Tipella Creek, 
avant et après la restauration du site.  
Une végétalisation réussie aide à réduire  
la superﬁcie visible du site.

Avant

MESURES DE RESTAURATION  
DE SITE

GESTION RESPONSABLE DE LA 
VARIATION DU DÉBIT D’EAU

Lorsque la construction est terminée, 
les règlements environnementaux 
stipulent que la région entourant le 
projet doit être restaurée, c’est-à-dire 
que des mesures de réhabilitation et  
de compensation doivent être prises 
aﬁn de remettre le site dans un état 
semblable ou supérieur à ce qu’il était 
avant la construction. Cela réfère  
à diverses mesures, notamment le 
paysagement, la stabilisation du sol  
et la végétalisation. Une attention 
particulière est portée à la sélection 
d’espèces de plantes appropriées,  
qui procureront aux insectes et aux 
animaux la même nourriture qu’avant 
la construction, surtout en ce qui a trait 
à la végétation riveraine 1. Par la suite, 
pendant chacune des cinq années  
du programme de surveillance initial, 
des spécialistes indépendants feront 
l’examen des résultats des mesures de 
réhabilitation et de compensation.

Les problèmes occasionnés par la 
variation du débit d’eau2 sont relative-
ment rares, et surviennent surtout 
durant les premières phases de mise 
en service d’une nouvelle centrale 
hydroélectrique. Innergex sait par 
expérience que les habitats de 
poissons de certains sites sont plus 
sensibles à des variations du débit 
d’eau que d’autres, et ceci détermine 
la vitesse à laquelle la centrale peut 
être démarrée ou arrêtée. Par consé-
quent, l’entreprise a développé  
un ensemble de procédures sur la 
gestion des variations du niveau d’eau 
qui sont spéciﬁques à chaque site,  
aﬁn de protéger l’écologie des rivières 
sur lesquelles ses centrales sont 
installées. Il s’agit d’un processus qui  
a retenu particulièrement l’attention  
de l’entreprise ces dernières années  
et qui est en amélioration continue.

Malgré ces efforts, des incidents liés à 
la variation du débit d’eau surviennent 
de temps à autre, et dans de rares cas 
peuvent causer un échouement de 
poissons. À ce jour, un total de quatre 
incidents se sont produits à la suite 
desquels un total de 165 alevins morts 
ont été trouvés, pour l’ensemble des 
centrales hydroélectriques d’Innergex 
en Colombie-Britannique3. Ces 
incidents sont survenus durant les 
premières phases de mise en service. 
Innergex prend très au sérieux ces 
incidents et réagit immédiatement 
pour en cerner la cause et s’assurer 
qu’ils ne se reproduisent pas. Aucune 
des centrales hydroélectriques de 
l’entreprise en Colombie-Britannique 
n’a subi un incident d’échouement de 
poissons depuis avril 2011. 

1  La végétation et l’écosystème qui bordent un cours d’eau  

et qui se trouvent entre la terre et l’eau.

2   La variation du débit d’eau dans une rivière se produit en raison 
de changements dans le débit qui doit passer par les turbines,  
à la suite d’un démarrage ou d’un arrêt des turbines.

3   Les centrales qui ont été acquises sont prises en compte à partir 

de la date de leur acquisition.

32

REVUE ANNUELLE 2012  INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. 

FOCUS

LA VISION D’INNERGEX EST DE PRODUIRE DE 
L’ÉNERGIE DURABLE POUR UN FUTUR PLUS VERT.

Innergex a construit plusieurs 
habitats compensatoires pour  
les poissons sur ses sites en 
Colombie-Britannique. L’habitat 
compensatoire d’Ashlu Creek  
est de loin le plus grand, s’étalant 
sur 53 000 m2 et comprenant 
plusieurs bassins et canaux 
communicants qui s’étendent  
sur l’équivalent de 10 terrains  
de football. Les centrales 
hydroélectriques Kwoiek Creek  
et Northwest Stave, qui sont 
présentement en construction, 
auront aussi un habitat 
compensatoire pour les poissons.

INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.  REVUE ANNUELLE 2012

33

HABITATS COMPENSATOIRES 
POUR LES POISSONS

La protection de l’habitat de poissons  
et les mesures de compensation  
sont prescrites par la Loi sur les pêches 
fédérale. La construction de plusieurs 
des centrales hydroélectriques  
d’Innergex en Colombie-Britannique  
a comporté la création d’habitats 
compensatoires pour les poissons,  
qui varient en taille de près de 4 000 m2  
à plus de 50 000 m2. Des saumons  
de mer adultes y migrent et y pondent 
leurs œufs chaque automne ; et les 
dizaines de milliers de jeunes saumons 
qui y sont produits chaque année, 
retournent à la mer pour continuer  
leur cycle de vie. Ces habitats compen-
satoires seront entretenus pendant 
toute la durée de vie des centrales 
hydroélectriques. (cid:31)

Jean La Couture est président du conseil d’administration 
d’Innergex énergie renouvelable inc.

ENTREVUE

STABILITÉ ET

CROISSANCE SÉCURITAIRE

Jean La Couture, président du conseil d’administration,  
fait le point sur le rôle et les priorités du conseil  
d’administration d’Innergex.

M. 

 Jean La Couture, quelle est la priorité  

du conseil d’administration d’Innergex ?

Depuis toujours, la stabilité et la croissance sécuritaire 
d’Innergex demeurent nos priorités absolues.

C 

omment cela se traduit-il concrètement ?

Le conseil d’administration appuie pleinement la décision 
de la haute direction de privilégier une croissance interne 
par le développement de projets d’énergie renouvelable,  
de manière à créer une plus grande valeur ajoutée pour  
ses actionnaires. 

Sans écarter le potentiel d’une croissance externe, l’équipe 
de direction verra à faire preuve de discernement dans 
l’étude d’acquisitions potentielles.

34

REVUE ANNUELLE 2012  INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. 

Q 

uel rôle doit jouer, selon vous, le conseil 
d’administration d’une société cotée en Bourse ?

La première fonction d’un conseil d’administration est de 
veiller aux meilleurs intérêts des actionnaires de la société, 
et par le fait même de toutes ses parties prenantes.

Pour le conseil d’administration d’Innergex, la meilleure 
façon de s’acquitter de cette responsabilité est d’adhérer 
aux meilleures pratiques en matière de gouvernance. Cela 
s’inscrit tout à fait dans une perspective de développement 
durable, en complément à l’intégration de considérations 
d’ordre social, environnemental et économique dans la 
conduite des activités de la Société.

C’est quelque chose que vous faites déjà depuis 

plusieurs années. Y a-t-il d’autres 
changements en perspective ?

Nous avons effectivement travaillé à l’amélioration de nos 
pratiques au cours des dernières années, notamment en  
ce qui a trait à la gestion du risque par une revue complète 
des processus de gestion et de divulgation des risques,  
à la planiﬁcation de la relève et à la rémunération de la 
haute direction.

Dans l’esprit de la théorie des petits pas, nous continuons 
d’améliorer notre façon de travailler, tout en demeurant 
attentifs aux opportunités et aux déﬁs que présente, pour  
la Société, l’industrie de l’énergie renouvelable. (cid:31)

 
 
  
 
Parc solaire Stardale, 
en Ontario.

STABILITÉ ET

CROISSANCE SÉCURITAIRE

COMITÉS DU CONSEIL D’ADMINISTRATION

COMITÉ D’AUDIT

COMITÉ DE RÉGIE 
D’ENTREPRISE

COMITÉ DE MISE 
EN CANDIDATURE

John A. Hanna  

Lise Lachapelle 

Jean La Couture 

Richard Laﬂamme 

Daniel L. Lafrance 

William A. Lambert 

Président 
— 

(cid:31) 
— 

(cid:31) 
— 

— 

Président 
(cid:31) 
(cid:31) 
— 

(cid:31) 

(cid:31) 
(cid:31) 

Président 
(cid:31) 
(cid:31) 

(cid:31) 

COMITÉ DES 
RESSOURCES 
HUMAINES

—

—

(cid:31)

Président

(cid:31)
—

CONSEIL D’AMINISTRATION D’INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.

JOHN A. HANNA*
Occupation principale : Administrateur de sociétés
Administrateur d’Innergex depuis : 2003 

LISE LACHAPELLE*
Occupation principale : Administratrice  
de sociétés et consultante
Administratrice d’Innergex depuis : 2003

JEAN LA COUTURE* - Président  
du conseil d’administration
Occupation principale : Président, Huis Clos Ltée
Administrateur d’Innergex depuis : 2003

DANIEL L. LAFRANCE*
Occupation principale : Premier vice-président 
ﬁnances et approvisionnement, Chef de la direction 
ﬁnancière et secrétaire, Lantic inc. (entièrement 
détenue par Rogers Sugar inc.)
Administrateur d’Innergex depuis : 2003

WILLIAM A. LAMBERT
Occupation principale : Administrateur de sociétés
Administrateur d’Innergex depuis : 2007

RICHARD LAFLAMME*
Occupation principale : Administrateur de sociétés 
et de régimes de retraite
Administrateur d’Innergex depuis : 2003

MICHEL LETELLIER
Occupation principale : Président et chef  
de la direction de la Société
Administrateur d’Innergex depuis : 2002

*John A. Hanna, Lise Lachapelle, Jean La Couture,  
Richard Laﬂamme et Daniel L. Lafrance ont été nommés 
administrateurs de la société le 29 mars 2010 à la suite  
de la réalisation du regroupement stratégique d’Innergex 
énergie, Fonds de revenu et d’Innergex énergie renouvelable 
inc. Avant le regroupement stratégique, ils étaient tous 
ﬁduciaires d’Innergex énergie, Fonds de revenu depuis 2003.

INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.  REVUE ANNUELLE 2012

35

 
 
 
 
 
 
TABLEAU DE BORD

Faits saillants  

   ﬁnanciers et  

  opérationnels 

SOMMAIRE FINANCIER
Pour les exercices terminés le 31 décembre 
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire)

 20121  20111   20101b  20092  20082

Production d’électricité (MWh) 
Produits opérationnels 
BAIIA ajusté3 
Dividende déclaré - par action privilégiée de série A 
Dividende déclaré - par action privilégiée de série C4 
Dividende déclaré - par action ordinaire 

2 148 450 
180 860 
137 583 
1,25 
n/a 
0,58 

1 905 426 
 148 260 
 111 196 
 1,25 
 - 
 0,58 

1 227 435  
91 385 
68 111 
0,42 
- 
0,61 

823 989 
58 625 
46 778 
- 
- 
0,68 

862 394
59 430
47 097
-
-
0,68 

1 Préparés conformément aux IFRS.
1b Redressés conformément aux IFRS.
2 Préparés conformément aux PCGR canadiens.
3 Déﬁni comme étant les produits opérationnels
moins les charges opérationnelles, les frais
généraux et administratifs et les charges liées
aux projets potentiels.

4 Les actions privilégiées de série C ont été émises

le 11 décembre 2012.

PUISSANCE INSTALLÉE NETTE
Au 31 décembre
(GWh)

DIVERSIFICATION PAR SOURCE 
D’ÉNERGIE
Basé sur la production réelle consolidée (GWh)

DIVERSIFICATION GÉOGRAPHIQUE
Basé sur la production réelle consolidée 
(GWh)

577

461

326
321

271

73 %

Hydro

2012
2011
2010  
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003

205

167

125
117

52

25 %
Éolien

2 %
Solaire

50 %

Colombie-
Britannique

2 %

Idaho, 
É.-U.

41 %
Québec

7 %
Ontario

PRÉVISIBILITÉ DE LA PRODUCTION
(GWh)  

STRUCTURE DU CAPITAL 
Au 31 décembre 
(M $)

ÉCHÉANCES DES CAÉ
Basé sur la moyenne à long terme de la produc-
tion annuelle des sites en exploitation (GWh)

2012

2011

2010  

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

36

2 148
2 223

97 %

1 905
1 885

101 %

1 310
1 355

97 %

1 079
1 071

101 %

931
904

103 %

639
671
685
650

95 %

105 %

435
430

377
368

101 %

103 %

167
164

102 %

Depuis 2003 : 100 %

Production réelle
Moyenne à long terme 
  de la production annuelle

38 %
Capitalisation  
boursière
4 %
Participation
minoritaire
5 %

Actions privilégiées

32 %
> 20 ans

8 %
Dette de la 
société
3 %
Débentures 
convertibles
42 %
Dette liée aux projets

19 %
< 10 ans

50 %
10 ans - 20 ans

REVUE ANNUELLE 2012  INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. 

 
 
 
 
   
PROJETS EN
DÉVELOPPEMENT

ÉOLIEN

HYDRO

PROJET 

Viger-Denonville1 

Kwoiek Creek 
Northwest Stave River 
Tretheway Creek 
Boulder Creek 
Upper Lillooet 
Big Silver Creek 

LIEU 

QC 

C.-B. 
C.-B. 
C.-B. 
C.-B. 
C.-B. 
C.-B. 

PUISSANCE  
INSTALLÉE  
BRUTE (MW) 

PARTICIPATION 
D’INE 

COÛTS DE  
CONSTRUCTION 
ESTIMÉS (M $) 

COÛTS AU 
31 DÉC. 2012 
(M $)  

DATE PRÉVUE 
DE MISE  
EN SERVICE 

24,6 

50,0  % 

36,6 

3,4 

T4 2013

49,9  
17,5 
23,2 
25,3 
81,4 
40,6 

50,0  % 
100  % 
100  % 
66,7  % 
66,7  % 
100  % 

153,2 
91,4 
108,5 
116,9 
317,6 
191,8 

96,8 
51,3 
14,8 
2,5 
7,5 
28,0 

T4 2013
T4 2013
2015
2015
2016
2016

1.  Les coûts correspondent à la participation de 50 % de la Société dans ce projet. 

RÉPARTITION DES REVENUS PAR SITE
Basé sur les produits opérationnels de 2012
(M $)

LIQUIDITÉS ET COMPTES DE RÉSERVE
Au 31 décembre
(M $)

 6,5 %  Stardale 
5,7 %  Gros-Morne (I & II)

3,0 %  Montagne Sèche 
5,9 %  Carleton  

 5,3 %   L’Anse-à-Valleau 

5,3 %  Baie-des-Sables 
 0,1 %  Miller Creek
0,4 %  Brown Lake
1,9 %  Horseshoe Bend 
 6,9 %  Upper Stave River 
 3,8 %  Tipella Creek
3,8 %  Stokke Creek   
 4,9 %  Lamont Creek 

FAITS SAILLANTS 2012

La production  
d’électricité a  
augmenté de  
par rapport à l’an passé   

13 %

Les produits opérationnels  
ont augmenté de 22 % à 

181 M$

Saint-Paulin  1,9 %
Montmagny  0,3 %
Portneuf  6,7 %
Windsor  1,8 %
Batawa  1,2 %
Chaudière  5,3 %
Rutherford  
Creek  5,2 %
Glen Miller  1,3 %
Umbata Falls  2,3 %

Ashlu Creek  9,9 %

Fitzsimmons  1,3 %
Douglas Creek  4,6 %
Fire Creek  4,8 %

200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

2011

42,15

53,42

35,28

2012

48,75

87,81

52,05

  Comptes de réserve
  Liquidités et placements à court terme soumis à des restrictions
  Trésorerie et équivalents de trésorerie

La puissance installée nette  
a augmenté de 25 % à 

L’électricité que nous avons 
produite peut alimenter 

Mise en service d’un premier  
parc solaire de  

577 MW
28 Nombre d’installations  
73% Proportion d’énergie 

provenant de 
l’hydroélectricité

en exploitation au 31 décembre

180 000  

foyers canadiens

Plus de  

400 M$  

de levées de capitaux  
sur les marchés ﬁnanciers

33 MWDC

Mise en place d’un  

RRD 

(Régime de réinvestissement  
de dividendes)

INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.  REVUE ANNUELLE 2012

37

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
TABLEAU DE BORD

Compte 
  rendu d’activités

Comme par le passé, nous poursuivrons  
notre ambitieux programme de développement, 
maintiendrons une structure de capital  
équilibrée, et demeurerons à l’affut  
des occasions de croissance.

PERFORMANCE
Électricité produite  
Produits opérationnels  
BAIIA ajusté  
Nombre d’installations en exploitation en ﬁn d’année2  
Puissance installée nette en ﬁn d’année 
Production moyenne consolidée, annualisée  

NOUS AVONS DIT QUE NOUS FERIONS 
FINANCEMENT 
Financer Kwoiek Creek 

Financer Northwest Stave 

Maintenir une structure de capital équilibrée dans 
le ﬁnancement de la croissance aﬁn de préserver 
le faible proﬁl de risque de la Société 

DÉVELOPPEMENT – CROISSANCE INTERNE 
Mettre en service le parc solaire Stardale 

Mettre en service la phase II du parc éolien Gros-Morne 

Faire progresser la construction de la centrale hydro Kwoiek Creek 

Faire progresser la construction de la centrale hydro Northwest Stave 

Faire progresser l’obtention de permis des projets 
hydro Tretheway Creek et Big Silver Creek 
Faire progresser l’obtention de permis du groupe  
de projets hydro ULHP3 
Faire progresser l’obtention de permis du projet 
éolien Viger-Denonville 

— 

CROISSANCE EXTERNE
Continuer d’étudier des dossiers de fusions-acquisitions  
tout en demeurant très sélectifs et disciplinés  
dans notre approche

2012 

+13 %
+22 %  
+24 %  

+25 %  
+15 %  

2 148 GWh  
180,9 M $  
137,6 M $  
28  
 577 MW  
2 460 GWh  

 2013

+10 % 1
+10 % 1  
+10 % 1  

+9 %
+9 %

31
631 MW  
2 684 GWh 1  

NOUS AVONS FAIT 

NOUS FERONS

Réalisé
168,5 M $, 5,08 % 40 ans

Complété à 90 %

—

Finaliser - approx. 75 M $

Réalisé
 Augmentation de la facilité de crédit de 75 M $
Émission d’actions ordinaires de 124 M $
Émission d’actions privilégiées de série C de 50 M $
Mise en place d’un RRD

Reﬁnancer Carleton - approx. 42 M $
Financer ULHP3 - approx. 370 M $ 
Financer Tretheway Creek et  
Big Silver Creek - approx. 220 M $
Financer Viger-Denonville - approx. 55 M $

Réalisé  
16 mai 2012
Réalisé
6 novembre 2012
Réalisé
Le projet respecte les délais et le budget
Réalisé
Le projet respecte les délais et le budget
Réalisé
Certiﬁcats d’évaluation environnementale obtenus le 20 août 2012  
Réalisé 
Certiﬁcat d’évaluation environnementale obtenu le 10 janvier 2013
Réalisé
Décret environnemental obtenu le 23 janvier 2013
Le projet respecte les délais et le budget
—

Acquisition des centrales hydro Brown Lake et Miller Creek en C.-B. 
Annonce de l’acquisition de la centrale hydro Magpie au QC 
Signature d’une lettre d’intention pour
l’acquisition des autres actifs d’Hydromega 
— 

—

—

Mettre en service au 4e trim. 

Mettre en service au 4e trim. 

Commencer la construction de
Tretheway Creek et Big-Silver Creek
Commencer la construction de Boulder
Creek et Upper Lillooet
  Commencer la construction au printemps  
Mettre en service au 4e trim. 

Compléter le programme d’améliorations  
 à Miller Creek à l’automne

—
Compléter l’acquisition
Compléter l’acquisition

Étudier des occasions de  
fusions-acquisitions qui contribuent   
immédiatement aux ﬂux de trésorerie

1  À partir du 1er janvier 2013, les coentreprises de Umbata Falls et Viger-Denonville devront être comptabilisées en utilisant la méthode de comptabilité à valeur de 

consolidation, plutôt que la méthode de consolidation proportionnelle utilisée précédemment, conformément aux modiﬁcations des normes IFRS prenant effet (IAS 28 (2011)). 
Ces sites sont donc exclus des données à partir de 2013.

2  Les phases I et II du parc éolien Gros-Morne comptent pour un site.
3  ULHP comprend les projets hydroélectriques Upper Lillooet et Boulder Creek.

38

REVUE ANNUELLE 2012  INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. 

 
  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Renseignements 

            pour les investisseurs

RÉGIME DE RÉINVESTISSEMENT  
DE DIVIDENDES (RRD)
Innergex énergie renouvelable inc. a mis en place  
un régime de réinvestissement de dividendes à 
l’intention de ses actionnaires ordinaires qui est 
entré en vigueur le 31 août 2012 et qui permet  
aux porteurs admissibles d’actions ordinaires 
d’acquérir des actions supplémentaires de la 
Société en réinvestissant la totalité ou une partie 
de leurs dividendes en espèces.

Pour plus de renseignements à propos du régime  
de réinvestissement de dividendes de la Société, 
veuillez visiter notre site web au www.innergex.com 
ou communiquer avec la Société de ﬁducie 
Computershare du Canada, l’agent responsable  
du régime.

Veuillez noter que si vous souhaitez adhérer  
au RRD, mais que vous détenez vos actions par 
l’entremise d’un courtier ou d’une institution 
ﬁnancière, vous devez communiquer avec cet 
intermédiaire et lui demander d’adhérer au  
RRD en votre nom.

ACTIONS ORDINAIRES  
(TSX : INE)
Innergex énergie renouvelable inc. avait 93 659 866 
actions ordinaires émises et en circulation, dont  
le prix de clôture était de 10,35 $ l’action, au  
31 décembre 2012. Les actions de la Société se 
négocient à la Bourse de Toronto et font partie de 
l’Indice des titres à petite capitalisation S&P/TSX  
et de l’Indice des technologies propres S&P/TSX.

ACTIONS PRIVILÉGIÉES DE SÉRIE A  
(TSX : INE.PR.A)
Innergex énergie renouvelable inc. a 3 400 000 
actions privilégiées de série A en circulation,  
d’une valeur nominale de 25 $ et versant un 
dividende privilégié annuel au comptant de 1,25 $ 
l’action, payable trimestriellement le 15e jour de 
janvier, avril, juillet et octobre. Les actions 
privilégiées de série A seront rachetables au gré de 
la Société à partir du 15 janvier 2016. Elles sont 
notées P-3 par Standard & Poor’s et Pfd-3 (faible) 
par DBRS.

ACTIONS PRIVILÉGIÉES DE SÉRIE C   
(TSX : INE.PR.C)
Innergex énergie renouvelable inc. a 2 000 000 
actions privilégiées de série C en circulation,  
d’une valeur nominale de 25 $ et versant un 
dividende à taux ﬁxe privilégié annuel au comptant  
de 1,4375 $ l’action, payable trimestriellement  
le 15e jour de janvier, avril, juillet et octobre. Les 
actions privilégiées de série C seront rachetables 
au gré de la Société à partir du 15 janvier 2018. 
Elles sont notées P-3 par Standard & Poor’s  
et Pfd-3 (faible) par DBRS.

DÉBENTURES CONVERTIBLES  
(TSX : INE.DB)
Innergex énergie renouvelable a des débentures 
convertibles d’un montant notionnel de 80,5 millions 
de dollars, portant intérêt au taux de 5,75 % par 
année et venant à échéance le 30 avril 2017. Chaque 
débenture convertible peut être convertie en actions 
ordinaires de la Société au prix de 10,65 $ l’action au 
gré du détenteur en tout temps avant la date la plus 
rapprochée du 30 avril 2017 ou de la date de rachat 
précisée par la Société (à partir du 30 avril 2013, 
sauf en certaines circonstances). Les débentures 
convertibles sont subordonnées à tous les autres 
titres de créance de la Société.

AGENT DE TRANSFERT ET AGENT CHARGÉ  
DE LA TENUE DES REGISTRES
Pour toute demande de renseignement concernant  
les certiﬁcats d’actions, le paiement de dividendes, 
un changement d’adresse, ou la livraison électronique 
de documents destinés aux actionnaires (tels que  
les rapports trimestriels et annuels et la circulaire  
de la direction), veuillez contacter notre agent de 
transfert et agent chargé de la tenue des registres :

Services aux investisseurs Computershare inc. 
1500, rue Université, bureau 700 
Montréal (Québec) Canada H3A 3S8 
Téléphone : 1-800-564-6253 ou 514-982-7555 
Courriel : service@computershare.com 
Site web : computershare.com

FOCUS

LA STRATÉGIE DE CRÉATION DE VALEUR POUR LES ACTIONNAIRES 
D’INNERGEX 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 RENDEMENT 
SUR LE CAPITAL ÉLEVÉ, ET DE DISTRIBUER UN DIVIDENDE STABLE.

RELATIONS AVEC LES INVESTISSEURS
Pour toute demande de renseignements ﬁnanciers,  
de mises à jour concernant la Société, de communiqués 
de presse récents ou de présentations, veuillez contacter :

Marie-Josée Privyk, CFA, PAPPD  
Directrice – Relations avec les investisseurs 
Tél. : 450-928-2550, mjprivyk@innergex.com

Ou visitez www.innergex.com

This document is available in English.   
For an electronic version, please visit our Website at www.innergex.com. 
For hard copies, please contact info@innergex.com.

INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.  REVUE ANNUELLE 2012

39

EN REVUE

INNE RGE X ÉNE RGIE RENOUVELABLE INC.  REVUE ANNUELLE

ÉDITION

2012 

INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
Bureau de Longueuil : 1111, rue Saint-Charles Ouest, Tour Est, bureau 1255 
Longueuil (Québec), Canada J4K 5G4

Bureau de Vancouver : 666, rue Burrard - Park Place, bureau 200 
Vancouver (Colombie-Britannique), Canada V6C 2X8

www.innergex.com

info@innergex.com

L’équilibre 
engendre  
la durabilité
Entrevue avec  
Michel Letellier, 
président et chef  
de la direction  
d’Innergex.

12

Tout 
commence 
par les gens
Innergex a fait  
de l’acceptabilité 
sociale la pierre 
angulaire de  
sa stratégie de  
développement.

24

Développer.  
Exploiter.  
Livrer.
Cartier énergie éolienne 
complète son programme 
de développement,  
créant 590 MW de  
puissance installée totale  
en énergie éolienne.

28

Un portefeuille  
d’actifs bien diversiﬁé
D’est en ouest.

20

REVUE FINANCIÈRE
AU 31 DÉCEMBRE 2012

Table des matières

  1  Rapport de gestion
  41  Responsabilité de l’information ﬁnancière
  42  Rapport de l’auditeur indépendant
  43  États ﬁnanciers consolidés  
  51  Notes complémentaires aux états ﬁnanciers consolidés
 108  Renseignements pour les investisseurs

INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
Bureau de longueuil : 1111, rue Saint-Charles Ouest, Tour Est, bureau 1255 
Longueuil (Québec), Canada J4K 5G4

Bureau de Vancouver : 666, rue Burrard - Park Place, bureau 200 
Vancouver (Colombie-Britannique), Canada V6C 2X8

www.innergex .com

info@innergex.com

P O S I T I O N   P O U R  
L O G O   F S C   F R A N Ç A I S

 
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

Le présent rapport de gestion porte sur la situation financière, les résultats opérationnels et les flux de trésorerie d'Innergex 
énergie renouvelable inc. (« Innergex » ou la « Société ») pour l'exercice clos le 31 décembre 2012. Il tient compte de tous 
les événements importants jusqu'au 14 mars 2013, date à laquelle il a été approuvé par le conseil d'administration de la Société. 
Ce rapport de gestion devrait être lu conjointement avec les états financiers consolidés audités et les notes annexes pour 
l'exercice clos le 31 décembre 2012. Pour de plus amples renseignements au sujet d'Innergex, notamment sa notice annuelle, 
veuillez consulter le Système électronique de données, d'analyse et de recherche (SEDAR) des autorités en valeurs mobilières 
du Canada à www.sedar.com ou le site Web de la Société à www.innergex.com. 

Les états financiers annuels consolidés audités joints au présent rapport de gestion et les notes annexes pour l'exercice clos 
le 31 décembre 2012, ainsi que les données comparables de 2011, ont été préparés conformément aux normes internationales 
d'information financière (« IFRS »). Certains montants inclus dans ce rapport de gestion ont été arrondis pour en faciliter la 
lecture. Les montants arrondis peuvent avoir une incidence sur certains calculs.

TABLES DES MATIÈRES

Établissement et maintien des CPCI et des CIIF

Information prospective

Vue d'ensemble

Stratégie de la Société

Tendances du marché

Activités en 2012

Information annuelle choisie

Activités de mise en service

Projets en développement

Projets potentiels

Résultats opérationnels

Liquidités et ressources en capital

Dividendes

Situation financière

Information sectorielle

Principales estimations comptables

Modifications de méthodes comptables

Risques et incertitudes

Renseignements supplémentaires et mises à jour

Renseignements financiers trimestriels

Événements postérieurs à la date de clôture

2

2

3

5

7

8

10

12

13

15

15

20

21

21

29

32

32

33

37

37

40

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 1

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

ÉTABLISSEMENT  ET  MAINTIEN  DES  CONTRÔLES  ET  PROCÉDURES  DE  COMMUNICATION  DE 
L'INFORMATION ET DU CONTRÔLE INTERNE À L'ÉGARD DE L'INFORMATION FINANCIÈRE 
Le président et chef de la direction et le chef de la direction financière et vice-président principal de la Société ont conçu ou 
fait concevoir, sous leur supervision :

• 

• 

des contrôles et procédures de communication de l’information (« CPCI ») pour fournir l’assurance raisonnable que : 
i) l’information d’importance concernant la Société est communiquée par d’autres personnes au président et chef de 
la direction et au chef de la direction financière et vice-président principal en temps opportun, en particulier pendant 
la période où les documents intermédiaires et annuels sont établis, et ii) l’information que la Société doit présenter 
dans ses documents annuels, documents intermédiaires ou autres rapports qu’elle dépose ou transmet en vertu de 
la législation en valeurs mobilières en vigueur est enregistrée, traitée, synthétisée et présentée dans les délais prescrits 
par cette législation;

le  contrôle  interne  à  l’égard  de  l’information  financière  («  CIIF  »)  pour  fournir  une  assurance  raisonnable  que 
l’information financière est fiable et que les états financiers ont été établis, aux fins de la publication de l’information
financière, conformément aux IFRS applicables à la Société.

Conformément au Règlement 52-109 sur l’attestation de l’information présentée dans les documents annuels et intermédiaires 
des émetteurs, le président et chef de la direction et le chef de la direction financière et vice-président principal de la Société 
ont évalué l’efficacité des CPCI et des CIIF de la Société au 31 décembre 2012 et ont conclu qu'ils étaient efficaces et qu’il n’y 
avait aucune faiblesse importante à l’égard des CPCI et des CIIF pour l'exercice clos le 31 décembre 2012. Il n’y a eu aucune 
modification apportée aux CIIF pendant l'exercice clos le 31 décembre 2012 qui a eu, ou est raisonnablement susceptible 
d’avoir, une incidence importante sur les CIIF de la Société, à l’exception de l’élément suivant. Au cours de l'exercice, la Société 
a automatisé ses processus afin de réduire la probabilité d’erreurs humaines.

INFORMATION PROSPECTIVE
En vue d'informer les actionnaires et les investisseurs éventuels sur les perspectives d'avenir de la Société, les rubriques du 
présent  rapport  de  gestion  peuvent  contenir  de  l'information  prospective  au  sens  des  lois  sur  les  valeurs  mobilières 
(l' « information prospective »). L'information et les énoncés autres que des faits historiques contenus dans le présent rapport  
de gestion constituent de l'information prospective. 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 », 
« prévoit », « potentiel », « projeter », « anticipe », « estime », « budget », « planifié », « prévisions » ou encore d'expressions 
ou de termes analogues, y compris à la forme négative, indiquant que certains événements se produiront ou ne se produiront 
pas. 

L’information prospective comprend l’information prospective financière ou les perspectives financières, au sens des lois sur
les valeurs mobilières, telles que la production prévue, les produits, les coûts des projets, le BAIIA ajusté ou les résultats 
projetés afin d’informer les investisseurs et les actionnaires de l’impact financier potentiel des projets en développement et de 
leur mise en service commercial, le cas échéant, des acquisitions récemment annoncées ou des résultats escomptés. Cette 
information peut ne pas être appropriée à d’autres fins.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 2

 
 
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

Cette information prospective exprime, en date du présent rapport de gestion, les estimations, prévisions, projections, attentes 
ou opinions de la Société à l'égard d'événements ou de résultats futurs. Elle est assujettie à des risques connus et inconnus, 
à des incertitudes et à d'autres facteurs importants, de sorte que les résultats ou le rendement réels de la Société pourraient 
différer sensiblement des résultats ou du rendement prévisionnels exprimés, évoqués ou présentés par elle. Les risques et 
incertitudes importants qui pourraient faire différer de façon significative les résultats réels et les événements futurs des attentes 
actuelles exprimées sont examinés à la rubrique « Risques et incertitudes » du présent rapport de gestion. Ils comprennent 
notamment les facteurs suivants : la capacité de la Société de mettre en oeuvre sa stratégie; la capacité d'obtenir des capitaux 
suffisants; les risques de liquidité relatifs aux instruments financiers dérivés; les variations des régimes hydrologiques, éoliens 
et solaires; les retards et les dépassements de coûts dans la construction et la conception des projets; les risques liés à la 
santé, à la sécurité et à l'environnement; l'incertitude relative au développement de nouvelles installations; l'obtention des 
permis; le caractère variable de l'exécution des projets et les pénalités qui s'y rattachent; la défaillance de l'équipement; les 
fluctuations des taux d'intérêt et le risque lié au refinancement; l'effet de levier financier et les clauses restrictives régissant la 
dette  actuelle  et  future;  la  déclaration  de  dividendes  à  la  discrétion  du  conseil;  l'obtention  de  nouveaux  contrats  d'achat 
d'électricité; la capacité de maintenir en fonction le personnel de la haute direction et les employés clés; les litiges; le défaut 
d'exécution des principales contreparties; les relations avec les intervenants; l'approvisionnement en matériel; les modifications 
de la réglementation et de facteurs politiques; la capacité à obtenir les terrains appropriés; la dépendance envers les contrats 
d'achat d'électricité; la dépendance envers les réseaux de transport; les redevances d'utilisation liées à l'eau et aux terrains; 
l'évaluation des ressources hydrauliques, éoliennes et solaires et de la production d'énergie connexe; la sécurité des barrages; 
les catastrophes naturelles et les cas de force majeure; les fluctuations du taux de change; le caractère suffisant des garanties 
d'assurance; la possibilité que la notation de crédit ne reflète pas le rendement réel de la Société; les possibles responsabilités 
non divulguées liées aux acquisitions; l'intégration des installations et des projets acquis et devant être acquis; l'impossibilité 
de réaliser les avantages prévus des acquisitions; les fluctuations des produits tirés de la centrale Miller Creek compte tenu 
du prix au comptant de l'électricité; l'impossibilité de conclure une entente définitive et de réaliser l'acquisition des centrales 
hydroélectriques et des projets en développement d'Hydromega; la défaillance de l'infrastructure d'interconnexion et de transport 
partagée et l'introduction à l'énergie solaire photovoltaïque des centrales. L'information prospective est fondée sur certaines 
attentes  et  hypothèses  formulées  par  la  Société,  notamment  les  attentes  et  les  hypothèses  relatives  à  l'accessibilité  aux 
ressources en capital; l'absence de l'exercice de tout droit de résiliation; les conditions économiques et financières; le succès 
obtenu dans le développement de nouvelles installations et la performance des Installations en exploitation. Bien que la Société 
estime que les attentes et les hypothèses sur lesquelles se fonde l'information prospective sont raisonnables, le lecteur ne doit 
pas se fier indûment à cette information prospective, car aucune assurance ne peut être donnée qu'elle se révélera exacte. 
Les lecteurs du présent rapport de gestion sont ainsi mis en garde de ne pas se fier indûment à cette information prospective. 
L'information prospective, qu'elle soit écrite ou verbale, imputable à la Société ou à une personne qui agit en son nom, est 
expressément présentée sous réserve de cet avertissement. L'information prospective est présentée à la date du présent 
rapport de gestion et la Société ne s'engage nullement à la mettre à jour ni à la réviser pour tenir compte d'événements ou de 
circonstances postérieurs à la date du présent rapport de gestion ou par suite d'événements imprévus, à moins que la loi ne 
l'exige.

VUE D'ENSEMBLE
Général
La Société est un promoteur, propriétaire et exploitant d’installations de production d’énergie renouvelable et ses actions sont 
inscrites à la Bourse de Toronto (« TSX ») sous le symbole INE, INE.PR.A et INE.PR.C. La Société est active au sein de 
l’industrie de l’énergie renouvelable au Canada depuis 1990 et concentre ses activités dans les projets d’énergie hydroélectrique, 
éolienne et solaire photovoltaïque (« PV ») qui bénéficient de faibles frais opérationnels et de gestion, ainsi que de technologies 
simples et éprouvées . La Société est notée BBB- par Standard and Poor’s Rating Services (« S&P ») et BBB (faible) par DBRS 
Limited (« DBRS »).

Portefeuille d'actifs
En date du présent rapport de gestion, la Société détient des participations dans trois groupes de projets de production d'énergie :  

• 

28 installations qui ont été mises en service commercial (les « Installations en exploitation »). Mises en service entre 
novembre 1994 et novembre 2012, ces installations ont un âge moyen pondéré d'environ 6,9 années. Elles vendent 
l'énergie produite en vertu de Contrats d'achat d'électricité (« CAÉ ») à long terme dont la durée moyenne pondérée 
restante est de 18,2 années; 

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 3

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

• 

• 

sept projets qui ont des dates prévues de mise en service commercial (les « Projets en développement »). Les travaux 
de construction sont en cours pour trois de ces projets et il est prévu que les travaux commenceront pour les quatre  
autres projets en 2013 et 2014. Les projets devraient être au stade de la mise en service commercial entre 2013 et 
2016; et

plusieurs projets pour lesquels certains droits d’utilisation des terrains ont été obtenus, pour lesquels une demande 
d’obtention de permis d’investigation a été présentée ou une proposition a été soumise aux termes d’un appel d’offres 
(« AO ») ou pourrait être soumise dans le cadre d’un programme d’offre standard (« POS ») ou d’un programme de 
tarifs de rachat garantis (« Programme de TRG ») (collectivement, les « Projets potentiels »). Ces projets sont à 
différents stades de développement.

Le tableau ci-après présente les participations directes et indirectes de la Société dans les Installations en exploitation, les 
Projets en développement et les Projets potentiels.

Politique de dividende annuel
La Société a l’intention de verser un dividende annuel de 0,58 $ par action ordinaire, payable trimestriellement. Sa politique 
de dividende repose sur la capacité de produire des flux de trésorerie à long terme de ses Installations en exploitation. Les 
investissements d’Innergex dans les Projets en développement et les Projets potentiels sont financés au moyen des flux de 
trésorerie et d’une combinaison d’emprunts et de capitaux propres supplémentaires.

Indicateurs de rendement clés 
La  Société  évalue  son  rendement  à  l’aide  d’indicateurs  clés  qui  incluent  ou  pourraient  inclure  l'énergie  générée  en 
mégawattheures (« MWh ») et en gigawattheures (« GWh »), les produits opérationnels moins les charges opérationnelles, 
les frais généraux et administratifs et les charges liées aux projets potentiels (« BAIIA ajusté »). Ces indicateurs ne sont pas 
des mesures reconnues selon les IFRS et pourraient, par conséquent, ne pas être comparables aux mesures présentées par 
d'autres  émetteurs.  La  Société  croit  que  ces  indicateurs  constituent  une  information  additionnelle  importante  puisqu’ils 
fournissent à la direction et aux lecteurs des renseignements supplémentaires sur le niveau de sa production et sa capacité à 
générer des fonds en plus de faciliter les comparaisons entre les périodes.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 4

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

Saisonnalité
La quantité d’énergie produite par les Installations en exploitation de la Société est habituellement tributaire des débits d’eau, 
des régimes de vent et de l’ensoleillement. Des débits d’eau, des régimes de vent et un ensoleillement moindres que prévu 
pour n’importe quelle année donnée pourraient avoir  une incidence  sur les produits opérationnels de la  Société  et  sur  sa 
rentabilité. Innergex possède des participations dans 22 centrales hydroélectriques localisées sur 19 bassins versants, cinq 
parcs éoliens et un parc solaire, bénéficiant ainsi d'une diversification importante des sources de produits opérationnels. De 
plus, compte tenu de la nature de la production d’énergie hydroélectrique, éolienne et solaire, les variations saisonnières sont 
atténuées, comme l’illustre le tableau suivant :

PMLT1 (GWh et %) - Participation nette2

Énergie

HYDRO

ÉOLIEN
SOLAIRE3
Total

T1

T2

T3

T4

248,8

213,6

7,4
469,8

14 %

32 %

19 %
19 %

630,0

142,8

12,6
785,4

36 %

21 %

33 %
32 %

506,7

112,8

12,8
632,3

29 %

17 %

33 %
26 %

359,7

207,3

5,9
572,9

21 %

31 %

15 %
23 %

Total

1 745,2

676,5

38,7
2 460,4

1. Production moyenne à long terme en 2013 pour les installations en exploitation au 31 décembre 2012.
2. Participation nette ajustée conformément aux règles de comptabilisation des produits selon les IFRS.  
3. La moyenne à long terme pour un parc solaire diminue avec le temps en raison de la dégradation prévue des panneaux. 

STRATÉGIE DE LA SOCIÉTÉ
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 rendement sur le capital 
élevé et de distribuer un dividende stable. 

Relations stratégiques
La Société collabore souvent avec un partenaire stratégique ou financier. Dans de tels cas, la Société et le partenaire partagent 
la propriété des projets. Les partenaires stratégiques actuels sont TransCanada Energy Ltd. (propriétaire de 62 % des parcs 
éoliens Baie-des-Sables, L'Anse-à-Valleau, Carleton, Montagne Sèche et Gros-Morne), les Ojibways des Premières nations 
de Pic River (propriétaires de 51 % de la centrale Umbata Falls), la bande amérindienne de Kanaka Bar (propriétaire de 50 % 
du Projet en développement Kwoiek Creek), la Municipalité régionale de comté (« MRC ») de Rivière-du-Loup (propriétaire de 
50 % du projet éolien communautaire Viger-Denonville) et Ledcor Power Group Ltd. (propriétaire de 331/3 % de la centrale 
Fitzsimmons Creek et des Projets en développement Boulder Creek, North Creek et Upper Lillooet et d'autres Projets potentiels 
de Creek Power Inc.). Les partenaires financiers actuels sont notamment CC&L Infrastructure LP et LPF Infrastructure Fund 
(propriétaires de 34,99 % et de 15,00 %, respectivement, de Harrison Hydro LP).

Secteurs de croissance
La sensibilisation et les préoccupations croissantes liées à des questions comme l'accès à une énergie propre, la sécurité et 
l'efficacité énergétiques et les impacts environnementaux des combustibles fossiles traditionnels incitent les gouvernements 
fédéral et provinciaux à intensifier leurs exigences et leurs engagements à l'égard du développement de sources d'énergie 
renouvelable. Par conséquent, la Société estime que les perspectives de l'industrie de l'énergie renouvelable au Canada sont 
prometteuses.  

La Société a tout lieu de croire que des occasions au titre d'AO continueront de se présenter, particulièrement au Québec, en 
Colombie-Britannique et en Ontario, puisque ces provinces ont fixé des cibles ambitieuses de production d'énergie renouvelable. 
Si la Société a par le passé concentré ses soumissions en réponse à des AO lancés dans ces trois provinces, où elle connaît 
habituellement un bon niveau de succès, elle continue de suivre attentivement la situation dans d'autres provinces où des 
occasions pourraient se présenter.  

Au  Québec,  le  gouvernement  provincial  a  annoncé  son  intention  d'accroître  l'approvisionnement  en  énergie  renouvelable 
provenant de sources éoliennes dans le cadre d'un AO prochain, dont les détails n'ont pas encore été communiqués. La Société 
compte plusieurs projets potentiels qu'elle pourrait soumettre dans le cadre d'un appel d'offres futur dans cette province, y 
compris un projet d'énergie éolienne de 150 MW mis au point en partenariat avec la Nation Mi'gmaq du Québec. 

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 5

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

En Ontario, l'Office de l'électricité de l'Ontario (« OÉO ») a révisé les règles de son programme de tarifs de rachat garantis (le 
« Programme TRG ») en août 2012. Tout en maintenant l'engagement de la province à l'égard de l'énergie propre, les nouvelles 
règles visent à simplifier le processus de soumission et de sélection au moyen d'un système de points, à réduire les tarifs 
(22 % de moins pour les projets solaires de plus grande envergure et 15 % de moins pour les projets éoliens) dans le cadre 
d'une  révision  annuelle,  à  améliorer  la  participation  à  l'échelle  municipale  et  à  encourager  celle  des Autochtones  et  des 
communautés.  Les  exigences  de  contenu  local  ont  été  maintenues,  bien  que  celles-ci  fassent  présentement  l'objet  de 
contestations devant l'Organisation mondiale du commerce. Une période de soumission en vertu du Petit Programme de TRG 
a été ouverte du 14 décembre 2012 au 18 janvier 2013 (pour les projets de moins de 500 kW). Une période de soumission en 
vertu du Grand Programme de TRG est prévue pour 2013. La Société compte plusieurs projets qui pourraient être soumis aux 
termes du Programme de TRG de l'Ontario (se reporter à la rubrique « Projets potentiels » du présent rapport de gestion). 

En Colombie-Britannique, BC Hydro a révisé les modalités de son POS en janvier 2011. Entre autres, la capacité maximale 
des projets a été augmentée (de 9,9 MW à 15,0 MW), de même que les tarifs d'électricité applicables à chaque région. La 
Société compte plusieurs Projets potentiels qui pourraient être admissibles à ce programme et qui sont toujours à l'étude en 
vue d'une éventuelle soumission.  

Aux États-Unis, l'équipe de direction de la Société continuera à évaluer les possibilités, particulièrement à la lumière de l'objectif 
renouvelé de l'administration actuelle des États-Unis d'augmenter la production d'énergie renouvelable. Le programme de la 
Maison-Blanche Blueprint for a Secure Energy Future prévoit que 80 % de l'électricité produite aux États-Unis proviendra d'un 
ensemble diversifié de sources d'énergie faibles en carbone à l'horizon 2035, y compris des sources d'énergie renouvelable 
telles que l'énergie éolienne, l'énergie solaire, la biomasse et l'hydroélectricité. La production d'énergie renouvelable à partir 
de sources éoliennes et solaires a plus que doublé aux États-Unis au cours des quatre dernières années et a compté pour 
2,7 % de la production d'électricité nette pour les neuf premiers mois de 2012. 

Diversification
La Société peut également connaître une expansion au moyen de l'acquisition de projets potentiels et en développement qui 
sont à différentes étapes de développement, ou encore d'actifs de production d'énergie qui sont déjà en service commercial.  
Comme  elle  l'a  fait  dans  le  passé,  Innergex  continuera  à  concentrer  ses  efforts  sur  le  développement  de  centrales 
hydroélectriques, de parcs éoliens et de parcs solaires. La Société peut également réaliser une expansion au moyen d'autres 
formes de production d'énergie propre et renouvelable si des occasions rentables se présentent. Des projets futurs pourraient 
être  mis  en 
dans  n'importe  quelle  région  où  des  occasions  existent,  mais  la  Société  prévoit  que  la  plupart  de  ces 
occasions s'offrent au Canada et aux États-Unis. 

Facteurs clés de croissance
La croissance future de la Société sera influencée par les six facteurs clés suivants :

i) 
ii) 

iii) 
iv) 

v) 
vi) 

la demande d'énergie renouvelable de la population et des gouvernements; 
sa capacité à évaluer et à obtenir les meilleurs sites potentiels dans le but de développer de nouveaux projets en 
collaboration avec les communautés locales;  
sa capacité à conclure des CAÉ attrayants et à obtenir les permis environnementaux et autres permis requis; 
sa capacité à prévoir convenablement le total des coûts de construction, les produits opérationnels et les charges 
pour chacun de ses projets; 
sa capacité à réaliser des acquisitions qui ajoutent de la valeur; et
la disponibilité du financement. 

Capacité de livrer les résultats
Étant  donné  que  la  Société  évolue  dans  un  secteur  compétitif,  l'expérience  et  l'engagement  de  son  équipe  de  direction 
constituent son actif le plus solide. Grâce à sa gestion prudente du processus, cette équipe a une feuille de route éprouvée 
quant à la réalisation de ses projets avant la date de mise en service commercial prescrite par les CAÉ, et ce, sans dépassement 
de coûts important. Les employés de la Société possèdent les connaissances et compétences spécialisées nécessaires pour 
mener à bonne fin ses activités. La Société peut compter également sur un réseau de partenaires dans les domaines technique, 
financier et juridique et a démontré son habileté à compléter ses capacités internes par l'utilisation efficiente de consultants 
externes, au besoin. De plus, la Société fait appel aux services de diverses sociétés d'ingénierie indépendantes pour l'assister 
dans l'analyse de la faisabilité de ses projets. Au 31 décembre 2012, la Société comptait 146 employés (y compris les employés 
de Cartier Énergie Éolienne). 

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 6

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

TENDANCES DU MARCHÉ
Les producteurs d'énergie renouvelable produisent de l'électricité à partir de sources d'énergie renouvelable, notamment :

i) 
ii) 
iii) 
iv) 

v) 

l'eau;
le vent; 
le soleil;
la  biomasse  (par  exemple,  des déchets  ligneux  provenant  de  l'exploitation  des  produits  forestiers)  et  les  gaz 
d'enfouissement; et 
les sources géothermiques, comme la chaleur ou la vapeur.

Bien que les services publics réglementés traditionnels continuent de dominer les marchés nord-américains de la production 
d'électricité, il est reconnu que les producteurs indépendants joueront un rôle de plus en plus important pour répondre aux 
besoins en électricité de demain. Au cours des dernières années, les autorités gouvernementales et autres responsables des 
politiques ont pris de plus en plus conscience des avantages liés à l'électricité provenant de sources indépendantes.  

Plusieurs raisons expliquent le rôle croissant joué  par les  producteurs indépendants dans l'approvisionnement en  énergie 
renouvelable en Amérique du Nord, notamment :  

i) 
ii) 

iii) 

iv) 
v) 

la demande croissante d'énergie; 
la disponibilité de contrats à long terme pour l'achat d'énergie renouvelable avec des contreparties ayant une bonne 
cote de crédit, ce qui permet aux producteurs indépendants d'énergie d'élaborer de nouveaux projets dans un 
environnement peu risqué tout en pouvant s'attendre à des flux de trésorerie contractuels stables à long terme;
la mise en 
d'énergie d'avoir accès aux marchés régionaux de l'électricité; 
l'efficacité des producteurs indépendants d'énergie; et
l'intensification des mesures incitatives mises de l'avant par les gouvernements.

d'accès non discriminatoires aux systèmes de transport, permettant aux producteurs indépendants 

Par ailleurs, le prix du gaz naturel a baissé au cours des dernières années. Cette variation de prix pourrait avoir un impact sur  
la demande d'énergie renouvelable à court terme ainsi que sur les prix de vente inclus dans les CAÉ futurs.

Énergie renouvelable au Canada
Au cours des dernières années, la croissance importante de la production d'énergie renouvelable au Canada a été le résultat 
de l'augmentation des prix de l'électricité et des combustibles fossiles, de la hausse des coûts liés aux sites hydroélectriques 
à grande échelle, des préoccupations du public relativement à la production d'énergie nucléaire, de la qualité de l'air et des 
gaz à effet de serre, des améliorations des technologies d'énergie renouvelable et des délais plus courts de construction pour 
certains projets d'énergie renouvelable. Des mesures incitatives fédérales et provinciales comme les contrats d'achat à prix 
fixe à long terme, l'amortissement accéléré et les Normes en matière d'offre d'énergie renouvelable, dont il est question plus 
loin,  soutiennent  également  la  production  d'électricité  renouvelable  au  Canada.  Plusieurs  provinces  prévoient  faire  des 
investissements importants dans le réseau de transport d'énergie électrique afin de mettre sur le marché cette énergie.

En réponse à la tendance à long terme en faveur de politiques plus strictes en matière de protection de l'environnement, divers 
gouvernements provinciaux ont instauré des Normes en matière d'offre d'énergie renouvelable (« NOER ») qui établissent une 
cible d'augmentation de la proportion d'électricité renouvelable par rapport à l'ensemble de l'électricité produite afin de réduire 
les émissions de gaz à effet de serre au fil du temps. Ces NOER reflètent habituellement les différentes questions liées aux 
ressources  associées  à  la  production  d'électricité,  compte  tenu  de  la  structure  de  l'industrie  électrique  et  des  conditions 
sous forme d'objectifs 
géographiques de chaque province. Bien que ces normes soient parfois appliquées et mises en 
ou de cibles plutôt que d'exigences obligatoires, les autorités provinciales ou leurs entreprises de services publics s'en servent 
pour s'approvisionner en sources d'énergie renouvelable et, dans certains cas, offrent des CAÉ dans le cadre d'appels d'offres 
concurrentiels. Le processus d'appels d'offres concurrentiels vise à assurer que les cibles visées par les NOER sont atteintes 
au coût le plus bas possible et compte tenu de la probabilité la plus haute d'exécution du projet. Plusieurs provinces visent un 
pourcentage déterminé d'électricité provenant de sources renouvelables :   

•  Colombie-Britannique - production d'au moins 93 % de l'électricité totale à partir de sources propres ou renouvelables 

et établissement de l'infrastructure nécessaire au transport de cette électricité; 

•  Manitoba - production d'énergie éolienne installée de 1 000 MW d'ici 2015;  
•  Nouveau-Brunswick - production d'énergie renouvelable représentant 10 % de la production d'électricité totale d'ici 

2016 et part de 40 % des ventes d'électricité sous forme d'énergie renouvelable dans la province d'ici 2020;
Terre-Neuve-et-Labrador - développement de 80 MW d'énergie éolienne sur l'île de Terre-Neuve; 

• 
•  Nouvelle-Écosse - production de 25 % de l'électricité totale à partir de sources renouvelables d'ici 2015 et de 40 % 

d'ici 2020; 

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 7

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

•  Ontario - accroissement de la production d'énergie hydroélectrique à 9 000 MW (+10,7 %) et puissance installée de 

• 

10 700 MW à partir de l'énergie éolienne et solaire et de la bioénergie d'ici 2018; 
Île-du-Prince-Édouard - production d'énergie éolienne installée de 500 MW d'ici 2013 et doublement du volume selon 
les NOER à 30 % de l'électricité totale provenant de sources renouvelables d'ici 2013;

•  Québec - production d'énergie éolienne installée de 4 000 MW d'ici 2015 et capacité supplémentaire de 100 MW 
d'énergie éolienne pour chaque tranche de 1 000 MW de production d'énergie hydroélectrique supplémentaire; et
Saskatchewan - production d'énergie éolienne installée de 200 MW d'ici 2015. 

• 

Par conséquent, plusieurs provinces ont publié, ou préparent, de nouveaux AO, POS et Programmes de TRG importants, ou 
révisent  ceux  en  vigueur,  en  vue  d'augmenter  la  puissance  installée  de  production  d'électricité  provenant  de  sources 
renouvelables. Ces mécanismes, qui simplifient les processus de négociation et de financement et réduisent les coûts liés à 
l'obtention d'un CAÉ à long terme, peuvent favoriser l'atteinte des objectifs de production d'énergie renouvelable.  

Le Canada bénéficie de ressources hydrologiques abondantes qui sont uniques. Compte tenu d'une puissance hydroélectrique 
installée estimée de plus de 70 000 MW, il est le deuxième plus important producteur d'énergie hydroélectrique dans le monde. 
En  outre,  selon  l'Association  canadienne  de  l'hydroélectricité,  le  pays  compte  un  potentiel  non  développé  techniquement 
réalisable estimé de 163 000 MW. Malgré la concurrence pour les sites appropriés et les défis que représente le transport de 
l'énergie sur de longues distances, les faibles coûts d'exploitation et la longue durée de vie utile de ces installations nous 
permettent de croire que la production d'énergie hydroélectrique continuera d'être une importante source d'énergie abordable 
pendant plusieurs années. Les corridors de transport au Canada ont traditionnellement relié les principales installations aux 
grands centres consommateurs, ce qui signifie que les investissements stratégiques dans de nouveaux corridors de transport 
joueront un rôle important dans la mise en 
de projets hydroélectriques et d'autres projets isolés de production d'énergie 
renouvelable. 

Selon  l'Office  national  de  l'énergie,  la  production  d'énergie  éolienne  est  devenue  au  cours  des  dernières  années 
commercialement viable et constitue maintenant la source d'énergie renouvelable qui connaît la croissance la plus rapide au 
pays. Selon l'Association canadienne de l'énergie éolienne, le Canada se situe au neuvième rang pour la production d'énergie 
éolienne dans le monde avec une puissance installée de 6 201 MW à la fin de 2012, soit une hausse de 18 % par rapport à 
l'année précédente. En outre, plus de 6 000 MW de projets d'énergie éolienne font l'objet de contrats qui seront réalisés au 
cours des quatre prochaines années. Plusieurs raisons expliquent la vitalité de l'industrie de l'énergie éolienne, notamment 
les normes provinciales en matière d'offre d'énergie renouvelable, des délais relativement courts de construction et des bonnes 
sources d'énergie éolienne, y compris des vastes côtes et des vents forts dans diverses régions rurales, ainsi que des nombreux 
appels d'offres visant l'énergie renouvelable. Les défis usuels de disponibilité des ressources et de transport d'électricité existent 
au Canada et, dans certaines régions, l'accès aux lignes de transport avec une puissance disponible constitue un enjeu d'ordre 
économique ou réglementaire.

L'énergie solaire s'est implantée au Canada au cours des dernières années, en particulier en Ontario.  Au 31 mars 2012, l'Office 
de l'électricité de l'Ontario a indiqué que la puissance installée d'énergie photovoltaïque solaire en service commercial s'élevait 
à 482 MW, et qu'une puissance supplémentaire de 1 536 MW était en développement. L'Ontario devrait demeurer le principal 
marché pour la fabrication et le déploiement de systèmes photovoltaïques solaires au Canada, mais les gouvernements à tous 
les paliers au pays envisagent des mesures incitatives pour encourager le développement de l'industrie solaire canadienne, 
qui devrait continuer à afficher de solides taux de croissance au cours de la prochaine décennie.  

ACTIVITÉS EN 2012
Conclusion du financement du projet Kwoiek Creek
Le 17 juillet 2012, la Société a annoncé que Kwoiek Creek Resources Limited Partnership avait conclu un financement de 
projet sans recours aux fins de la construction et un emprunt à terme de 168,5 M$ pour le projet Kwoiek Creek. Le prêt à la 
construction portera un taux d’intérêt fixe de 5,075 %; il sera ensuite converti en prêt à terme de 39 ans lors de la mise en 
service commercial du projet et il sera amorti sur une période de 36 ans trois ans plus tard. Ce financement a été conclu avec 
un groupe de compagnies d’assurance-vie composé de La Compagnie d'Assurance-Vie Manufacturers, à titre d’agent et de 
prêteur principal, ainsi que de La Compagnie d’Assurance du Canada sur la Vie et de La Great-West, compagnie d'assurance-
vie, à titre de prêteurs.

Augmentation de la facilité de crédit rotatif à terme à 425,0 M$
Le 17 juillet 2012, Innergex a annoncé qu’elle avait exercé en partie l’option accordéon sur sa facilité de crédit rotatif à terme, 
augmentant sa capacité d’emprunt de 350,0 M$ à 425,0 M$. Toutes les modalités du prêt demeurent inchangées, y compris 
l’échéance du mois d’août 2016.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 8

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

Entente de partenariat avec la Mi'gmawei Mawiomi
Le 20 juillet 2012, la Société et la Mi’gmawei Mawiomi (la Nation Mi’gmaq du Québec) ont annoncé qu’elles avaient conclu 
une entente de partenariat visant le développement, le financement, la construction et l’exploitation d’un parc éolien de 150 MW 
dans la péninsule gaspésienne au Québec. Les deux partenaires comptent soumettre le projet dans le cadre d'un AO futur 
pour la mise en service d'installations d'énergie éolienne.

Annonce de l'acquisition potentielle d'une centrale hydroélectrique en exploitation au Québec
La Société a annoncé qu'elle avait conclu une entente définitive avec le groupe de sociétés Hydromega (« Hydromega ») visant 
l'acquisition  de  sa  participation  de  70 %  dans  la  centrale  hydroélectrique  de  40,6 MW  Magpie  située  dans  la  Municipalité 
régionale de comté (MRC) de Minganie, dans le nord-est du Québec. La Société a également signé une lettre d'intention avec 
Hydromega visant l'acquisition de sa participation dans six autres actifs, y compris une centrale hydroélectrique de 30,5 MW 
au Québec, quatre projets hydroélectriques en construction d'une puissance installée totale de 22,0 MW en Ontario, et un 
projet hydroélectrique en développement d'une puissance installée de 10,0 MW, également en Ontario, tous avec des contrats 
d'achat d'électricité. Concurremment, la Société a signé une convention de dépôt de 25,0 M$, qui porte intérêt au taux de 7,0 % 
par année et qui sera appliqué en contrepartie du coût d'acquisition de tout actif d'Hydromega lors de la clôture de l'acquisition.

Magpie  est  une  centrale  hydroélectrique  au  fil  de  l'eau  ayant  une  production  annuelle  moyenne  de  185 000 MWh.  Toute 
l'électricité  qu'elle  produit  fait  l'objet  d'un  contrat  d'achat  d'électricité  avec  Hydro-Québec  venant  à  échéance  en  2032.  En 
janvier 2013, Hydromega a complété les renégociations avec la MRC de Minganie, à la suite desquelles Hydromega détient 
essentiellement la totalité de Magpie, en contrepartie de quoi la MRC de Minganie i) détient une débenture convertible, qui lui 
confèrera une participation de 30 % dans la centrale lors de la conversion de la débenture le 1er janvier 2025, et ii) reçoit des 
redevances annuelles additionnelles jusqu'à la conversion de la débenture.

Le coût d'achat final de cet actif sera de 28,4 M$, plus un ajustement pour le fonds de roulement et la prise en charge d'une 
dette liée au projet à taux fixe de 51,0 M$. De plus, à partir du 31 août 2012 et jusqu'à la clôture de l'acquisition, la majorité 
des flux de trésorerie nets générés par Magpie s'accumuleront au profit de la Société.

Les acquisitions de Magpie et des autres actifs d'Hydromega n'ont pas encore clôturé pour plusieurs raisons, notamment les 
renégociations entre Hydromega et la MRC de Minganie, l'obtention du consentement requis des créanciers de premier rang 
d'Hydromega et la réorganisation partielle de la structure corporative d'Hydromega. Désormais, il est prévu que la clôture de 
l'acquisition de Magpie et celle des autres actifs d'Hydromega se feront concurremment, au cours des mois qui viennent.

La Société estime que le retard à clôturer ces transactions n'est qu'un contretemps temporaire, car elle croit que les centrales 
et les projets en développement d'Hydromega sont des actifs de grande qualité et de très long terme, et que leur acquisition 
contribuera d'une manière favorable à sa performance opérationnelle et la génération de flux de trésorerie pour des années 
à venir.

Par ailleurs, lors de la clôture de l'acquisition prévue des actifs d'Hydromega, la Société prévoit émettre environ 125,0 M$ 
d'actions  ordinaires,  y  compris  75,0 M$  en  guise  de  paiement  aux  actionnaires  d'Hydromega,  plutôt  que  de  faire  des 
prélèvements additionnels sur la facilité à terme de crédit rotatif.

Placement privé d'actions ordinaires de 123,7 M$
Le 26 juillet 2012, la Société a annoncé qu’elle avait conclu un placement privé avec la Caisse de dépôt et placement du 
Québec et un autre investisseur institutionnel visant l’émission d’un total de 12 040 499 actions ordinaires, au prix de 10,27 $ 
l’action, pour un produit brut de 123,7 M$. Une partie du produit a servi à financer l'acquisition des centrales hydroélectriques 
Brown Lake et Miller Creek conclue le 12 octobre 2012 et le dépôt de 25,0 M$ pour l'acquisition potentielle d'actifs d'Hydromega. 

Mise en oeuvre d'un régime de réinvestissement de dividendes
Le 31 août 2012, la Société a annoncé la mise en oeuvre d'un régime de réinvestissement de dividendes (« RRD ») à l'intention 
de ses actionnaires. Le régime donne aux actionnaires ordinaires admissibles la possibilité de réinvestir une partie ou la totalité 
des dividendes qu'ils reçoivent dans l'achat d'actions ordinaires supplémentaires de la Société, de façon efficace et économique. 
Ces actions peuvent être obtenues au moyen de l'achat sur le marché libre ou de l'émission de nouvelles actions. Depuis la 
mise en oeuvre, les actions achetées en vertu du RRD l'ont été à partir de l’émission de nouvelles actions le 15 octobre 2012 
et le 15 janvier 2013 et leur prix d’achat a été de 10,52 $ et 9,93 $, respectivement. Ces prix ont été établis d'après le cours 
moyen pondéré des actions ordinaires à la Bourse de Toronto pendant les cinq jours ouvrables précédant immédiatement la 
date de versement de dividendes, moins un escompte de 2,5 %. Toute décision du conseil d'administration de la Société (le  
« Conseil d'administration ») destinée à modifier la méthode d'achat des actions ou l'escompte accordé sur le prix d'achat des 
nouvelles actions émises sera annoncée par voie de communiqué.

Pour obtenir plus de renseignements sur le RRD d'Innergex, veuillez communiquer avec Computershare ou visiter la section
Régime de réinvestissement de dividendes sur www.innergex.com.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 9

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

Annulation de l'acquisition du projet éolien Wildmare en Colombie-Britannique
Le 1er octobre 2012, la Société a annoncé qu'elle a mis fin à son entente avec Finavera Wind Energy visant l'acquisition de 
son projet de parc éolien Wildmare de 77 MW situé en Colombie-Britannique. Malgré les efforts fournis de part et d'autre, 
plusieurs des conditions de clôture n'ont pas été satisfaites à la date de clôture prescrite du 30 septembre 2012. La Société 
considérait chacune de ces conditions comme essentielles à la réussite du projet. Après un examen approfondi, la Société a 
décidé de ne pas reporter la date de clôture.

Conclusion de l'acquisition de deux centrales hydroélectriques en exploitation en Colombie-Britannique
Le 12 octobre 2012, la Société a annoncé la conclusion de l'acquisition auprès de Capital Power Corporation des centrales 
hydroélectriques au fil de l'eau Brown Lake et Miller Creek situées en Colombie-Britannique. Le coût d'achat de 68,6 M$ et les 
coûts de transaction afférents de cette acquisition ont été financés par une combinaison de prélèvements de la facilité à terme 
de crédit rotatif de la Société et une portion du produit d'un placement privé d'actions ordinaires effectué en juillet 2012.

Brown Lake est une centrale de 7,2 MW qui génère une production annuelle moyenne de 51 800 MWh. L'électricité produite 
est vendue à BC Hydro en vertu d'un contrat d'achat d'électricité qui vient à échéance en 2016. La Société compte doubler la 
puissance  installée  de  la  centrale  à  14,4  MW  et  augmenter  sa  production  annuelle  prévue  de  27  000  MWh,  pour  un 
investissement additionnel d'environ 20,0 M$. Miller Creek est une centrale de 33 MW qui génère une production annuelle 
moyenne de 97 900 MWh. L'électricité produite est vendue à BC Hydro en vertu d'un contrat d'achat d'électricité qui vient à 
échéance en 2023. La Société compte améliorer la conduite forcée et la prise d'eau, ce qui devrait permettre d'augmenter la 
production annuelle moyenne de la centrale de 4 895 MWh, pour un investissement additionnel d'environ 8,5 M$. 

Émission d'actions privilégiées pour un total de 50 M$
Le  11  décembre  2012,  la  Société  a  annoncé  la  conclusion  d'un  placement  par  voie  de  prise  ferme  d'Actions  privilégiées 
rachetables à taux fixe et à dividende cumulatif de série C (les « Actions privilégiées de série C »). La Société a émis un total 
de 2 000 000 d'Actions privilégiées de série C au prix de 25,00 $ l'action, pour un produit brut global de 50,0 M$. Le placement 
a  été  effectué  par  l'entremise  d'un  syndicat  de  preneurs  fermes  dont  les  co-chefs  de  file  sont  Valeurs  Mobilières TD  Inc., 
Financière Banque Nationale Inc. et BMO Marchés des capitaux. La Société a utilisé le produit pour rembourser une partie de 
sa facilité à terme de crédit rotatif et aux fins des besoins généraux de l'entreprise. Les porteurs des Actions privilégiées de 
série C auront le droit de recevoir des dividendes privilégiés au comptant, à taux fixe et cumulatifs, selon leur déclaration par 
le Conseil d’administration, à un taux annuel égal à 1,4375 $. 

Les Actions privilégiées de série C sont notées P-3 par S&P et Pfd-3 (faible) par DBRS. 

Pour  de  plus  amples  renseignements  au  sujet  des Actions  privilégiées  de  série  C,  veuillez  vous  reporter  au  « prospectus 
simplifié » daté du 4 décembre 2012, accessible sur le site Web d'Innergex à www.innergex.com et sur le site Web SEDAR à 
www.sedar.com. 

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 10

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

INFORMATION ANNUELLE CHOISIE

Exercices clos les 31 décembre

Production (MWh)

Produits opérationnels

Charges opérationnelles, frais généraux et administratifs

Perte nette

Résultat net attribuable aux propriétaires 

de la société mère

($ par action ordinaire - de base)

($ par action ordinaire - dilué)

Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation 

(en milliers)

Total de l'actif

Passifs financiers à long terme :

Dette liée aux installations en exploitation

Dette liée aux projets en construction

Dette liée aux projets en développement

Instruments financiers dérivés

Charges à payer liées à l'acquisition d'actifs à long terme

Composante passif des débentures convertibles

Dividendes déclarés sur les Actions privilégiées de série A

Dividendes déclarés sur les actions ordinaires

2012

2 148 450

180 860

38 865

(5 383)

1 405

(0,03)

(0,03)

86 557

2011

2010

1 905 426

1 227 435

148 260

34 591

(43 704)

(40 547)

(0,59)

(0,59)

75 681

91 385

20 903

(68 703)

(68 635)

(1,13)

(1,13)

55 530

2 323 953

2 033 409

947 140

1 013 031

223 143

17 927

64 023

13 063

79 655

4 250

50 693

892 873

148 511

8 129

71 158

41 267

79 490

4 250

43 990

349 127

7 086

2 476

22 597

—

79 334

1 431

26 086

Capitaux propres attribuables aux propriétaires

580 321

464 717

358 900

Comparaison entre 2012, 2011 et 2010
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, les augmentations de la production, des produits opérationnels et des charges 
opérationnelles, frais généraux et administratifs sont principalement attribuables à l'ajout des parcs éoliens Montagne Sèche 
et  Gros-Morne,  du  parc  solaire  Stardale  et  des  centrales  hydroélectriques  Brown  Lake  et  Miller  Creek.  Elles  s'expliquent 
également  par  l'ajout  de  six  centrales  hydroélectriques  (les  «  Centrales  en  exploitation  de  Harrison  »)  dans  le  cadre  de 
l'acquisition de Cloudworks Energy Inc. (« l'Acquisition de Cloudworks »), réalisée en avril 2011. Les hausses de la dette à 
long terme sont attribuables principalement aux prêts pour Montagne Sèche, Stardale et Kwoiek Creek et aux prélèvements 
sur la facilité à terme de crédit rotatif pour Gros-Morne et Northwest Stave River. L'augmentation des capitaux propres est liée 
essentiellement à l'émission d'actions ordinaires et privilégiées.

Les principales différences entre 2011 et 2010 tiennent à l'Acquisition de Cloudworks.

La diminution de la perte nette entre 2012 et 2011 est attribuable principalement à un profit net latent sur instruments financiers 
dérivés de 8,3 M$ en 2012, comparativement à une perte nette latente sur instruments dérivés de 61,5 M$ en 2011 et une 
augmentation de 26,4 M$ du BAIIA ajusté, qui est présentée en détail dans le tableau Résultats financiers. Ces facteurs ont 
été partiellement contrebalancés par une hausse de 10,2 M$ des frais de financement et une augmentation de 14,8 M$ de 
l'amortissement. La diminution de la perte nette entre 2011 et 2010 s'explique principalement par un accroissement des produits 
opérationnels,  partiellement  contrebalancé  par  des  hausses  des  charges  opérationnelles,  frais  généraux  et  administratifs 
(variation nette de 43,2 M$). Elle s'explique également par une perte latente de 51,8 M$ sur le capital des porteurs de parts 
comptabilisée en 2010, partiellement contrebalancée par une perte nette latente de 61,5 M$ sur instruments financiers dérivés 
(perte nette de 20,8 M$ en 2010). 

Le tableau suivant présente l'incidence sur la perte nette du profit net latent et réalisé (de la perte nette latente et réalisée) sur 
instruments financiers dérivés, la perte latente sur le capital des porteurs de parts et les distributions déclarées aux porteurs 
de parts avant le regroupement d'Innergex Énergie, Fonds de revenu et d'Innergex le 29 mars 2010 :

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 11

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

Exercices clos les 31 décembre

Perte nette
Ajouter (déduire) : (Profit net latent) perte nette latente sur instruments 

financiers dérivés

Ajouter : Perte réalisée sur instruments financiers dérivés

Ajouter : Perte latente sur capital des porteurs de parts

Ajouter : Distributions déclarées aux porteurs de parts

Moins : Économies d'impôt différé lié aux éléments ci-dessus 

Total

2012

2011

2010

(5 383)

(43 704)

(68 703)

(8 342)

14 127

—

—

1 504

(1 102)

61 479

20 761

—

—

—

16 599

1 176

—

51 761

7 238

5 605

5 452

Les augmentations des dividendes déclarés sur les actions ordinaires entre 2010 et 2011 et entre 2011 et 2012 sont attribuables 
principalement à l'accroissement du nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation.

ACTIVITÉS DE MISE EN SERVICE
Le tableau qui suit présente les Installations en exploitation qui ont été mises en services au cours des 12 derniers mois : 

Nom du projet et 
emplacement

Puissance 
installée 
nette 
(MW)

PMLT 
nette 
estimée 
(GWh)

Coûts totaux de projets

Estimés1 
(M$)

Révisés1 
(M$)

Au 31 déc. 
2012 (M$)

Date de 
MSC2 
estimée 
initiale et 
réelle

Prévisions, première année

Produits1 
(M$)

BAIIA 
ajusté1 
(M$)

SOLAIRE (Ontario)

Stardale

33,2

39,0

141,7

141,7

138,9

T2 2012

16,4

15,0

42,2

ÉOLIEN (Québec)
65,1 4
Gros-Morne II3
1. Cette information vise à informer le lecteur au sujet de l’incidence potentielle des projets sur les résultats de la Société. Les résultats réels
    peuvent être différents. Veuillez vous reporter à la rubrique « Information prospective » pour obtenir des renseignements détaillés.
2. Date de mise en service commercial.
3. Toutes les données correspondent à la participation de 38 % de la Société dans ce projet. 
4. Voir le paragraphe « Gros-Morne II » ci-après pour plus de détails.

68,0 4

T4 2012

7,8 4

9,0 4

129,6

64,4

Stardale
Le 16 mai 2012, Innergex a annoncé la mise en service commercial du parc solaire Stardale (« Stardale»). Ce parc solaire est 
situé à East-Hawkesbury, en Ontario.

Stardale comprend environ 144 000 modules photovoltaïques polycristallins SolarWorld, pour une puissance installée totale 
de 33,2 MWDC (27 MWAC) et une production annuelle initiale estimée de 39 000 MWh. Toute l'électricité livrée par Stardale fait 
l'objet de trois contrats à prix fixe d'une durée de 20 ans du Programme d'offre standard en matière d'énergie renouvelable 
(« POSER »), conclus avec l'Office de l'électricité de l'Ontario. Au cours de ses huit premiers mois d'exploitation, Stardale a 
produit 33 374 MWh.

Gros-Morne II
Le 6 novembre 2012, Innergex a annoncé la mise en service commercial de la phase II du parc éolien Gros-Morne (« Gros-
Morne II »). Ce parc éolien est situé dans les municipalités de Saint-Maxime-du-Mont-Louis et de Sainte-Madeleine-de-la-
Rivière-Madeleine, sur la péninsule gaspésienne du Québec.  

La mise en service de Gros-Morne II complète le programme de développement de Cartier Énergie Éolienne, qui englobe 
589,5 MW de puissance installée brute d'énergie éolienne au Québec. Innergex détient une participation de 38 % dans Cartier 
Énergie Éolienne et en assume 50 % de la gestion. 

Gros-Morne II compte 74 éoliennes d'une puissance installée totale de 111,0 MW et d'une production annuelle estimée de 
341 135 MWh. À la suite de la mise en service de Gros-Morne II, Gros-Morne Phase I et II seront dorénavant désignés comme 
un seul parc éolien d'une puissance installée brute de 211,5 MW et d'une production annuelle moyenne prévue de 650 000 MWh. 
Toute l'électricité produite fait l'objet d'un contrat d'achat d'électricité avec Hydro-Québec, dont le prix sera rajusté annuellement 
en fonction d'une portion de l'indice des prix à la consommation, et qui vient à échéance en novembre 2032. 

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 12

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

Ajustements aux coûts de projets et aux produits de Gros-Morne
Les  coûts  de  projets  totaux  estimés  ont  été  révisés  pour  être  ajustés  en  fonction  des  indices  inclus  dans  l'accord 
d'approvisionnement en turbines. Comme le CAÉ prévoit un ajustement correspondant du prix de vente reçu d'Hydro-Québec, 
basé sur des indices similaires, les produits et le BAIIA ajusté prévus pour la première année ont également été révisés et 
ajustés en conséquence. 

PROJETS EN DÉVELOPPEMENT
La Société compte actuellement sept projets qui devraient être mis en service commercial entre 2013 et 2016. 

PROJETS EN CONSTRUCTION

Nom du projet et 
emplacement

Propriété 
%

Puissance 
installée 
brute (MW)

Date 
prévue de 
MSC

PMLT 
brute 
estimée  
(GWh)

Durée 
du CAÉ 
(années)

Coûts totaux de projets

Estimés1 
(M$)

Au 31 déc. 
2012
(M$)

Prévisions, première 
année

Produits1 
(M$)

BAIIA 
ajusté1 
(M$)

HYDRO (Colombie-Britannique)

Kwoiek Creek

50,0

49,9

T4 2013

215,0

40

153,2

96,8

18,2

14,8

Northwest Stave

River

100,0

17,5

 T4 2013

61,9

40

91,4

51,3

7,4

5,9

ÉOLIEN (Québec)

Viger-Denonville

50,0

24,6

T4 2013

67,6

20

36,6 2

3,4 2

5,2 2

4,2 2

1. Cette information vise à informer le lecteur au sujet de l’incidence potentielle des projets sur les résultats de la Société. Les résultats réels
    peuvent être différents. Veuillez vous reporter à la rubrique « Information prospective » pour obtenir des renseignements détaillés.
2. Correspondent à la participation de 50 % de la Société dans ce projet.

Hydroélectricité
Kwoiek Creek
Les travaux de construction de cette centrale hydroélectrique ont débuté au dernier trimestre de 2011. À la fin de 2012,  l'érection 
de la superstructure en acier de la centrale était terminée, la construction de la prise d'eau était toujours en cours ainsi que la 
construction de la ligne de transport et l'installation de la conduite forcée. En date du présent rapport de gestion, les travaux 
de construction progressaient selon le calendrier et le budget. Les activités en cours comprennent le montage et l'installation 
des turbines et des alternateurs. La construction de l'habitat compensatoire pour les poissons a été interrompue pour l'hiver 
et reprendra au printemps 2013. 

Northwest Stave River 
La construction de cette centrale hydroélectrique a débuté au dernier trimestre de 2011. À la fin de 2012, tous les travaux de 
génie civil à la centrale étaient pratiquement terminés et le barrage de diversion était achevé. En date du présent rapport de 
gestion, les travaux de construction progressaient selon le calendrier et le budget. Comme prévu, les activités de construction 
ont été interrompues pour l'hiver; elles reprendront au printemps 2013. 

Énergie éolienne  
Viger-Denonville
Le décret gouvernemental et le certificat d'autorisation des travaux de déboisement ont été émis en janvier 2013. En date du 
présent rapport de gestion, le contrat d'ingénierie, d'approvisionnement et de construction a été exécuté et les permis ainsi 
que le certificat d'autorisation des travaux de construction ont été reçus. Les activités actuelles comprennent le déboisement, 
la construction de la route et l'installation du site.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 13

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

PROJETS EN PHASE D'OBTENTION DES PERMIS

Nom du projet et 
emplacement

Propriété 
(%)

Puissance
installée
brute
 (MW)

Date 
prévue de 
MSC

PMLT brute 
estimée 
(GWh)

Durée 
du CAÉ 
(années)

Coûts totaux de projets

Estimés1 
(M$)

Révisés 
($M)

Au 31 déc. 
2012 ($M)

HYDRO (British Columbia)

Boulder Creek

Tretheway Creek

North Creek

Upper Lillooet

Big Silver Creek

66,7

100,0

66,7

66,7

100,0

25,3

23,2

16,0

81,4

40,6

2015

2015

2016

2016

2016

92,5

81,9

59,7

334,0

139,8

40

40

40

40

40

84,2

91,5

72,0

264,2

165,4

116,9

108,5

72,0

317,6

191,8

2,5

14,8

0,1

7,5

28,0

1. Cette information vise à informer le lecteur au sujet de l’incidence potentielle des projets sur les résultats de la Société. Les résultats réels
    peuvent être différents. Veuillez vous reporter à la rubrique « Information prospective » pour obtenir des renseignements détaillés.

Hydro
Boulder Creek, North Creek et Upper Lillooet 
En janvier 2013, une étape importante a été franchie lorsque ces projets ont obtenu leur certificat d'évaluation environnementale 
de la province de Colombie-Britannique. Les activités en cours portent sur la consultation des différentes parties prenantes et 
les demandes en vue de l'obtention des permis appropriés. Les propositions d'entrepreneurs en ingénierie, des fabricants de 
turbines et de générateurs et des entrepreneurs pour la construction de la ligne de transport ont été reçues au début de 2013. 
À la lumière de ces propositions, la Société a choisi, en vertu des modalités du contrat d'achat d'électricité et des permis des 
projets, d'augmenter la puissance installée du projet Upper Lillooet de 74,0 MW à 81,4 MW et celle du projet Boulder Creek 
de 23,0 MW à 25,3 MW. La production d'électricité annuelle prévue pour les deux projets augmente aussi, de 355,9 GWh à 
426,5 GWh. Toutefois, sous réserve du consentement de BC Hydro, le projet North Creek sera abandonné. 

Par conséquent, la puissance installée totale de cette grappe de projets diminue de 5,6 % à 106,7 MW, tandis que la production 
annuelle d'électricité augmente de 2,6 % de 415,6 GWh à 426,5 GWh. Dans l'ensemble, les coûts totaux de projets devraient 
augmenter de 14,1 M$, ou 3,3 %, et seront répartis sur deux plus grands projets, plutôt que trois. Cette augmentation des 
coûts est due principalement à des coûts d'ingénierie civile et de logistique plus élevés que prévu, ainsi qu'au retour à un 
régime de taxe de vente provinciale. La Société estime que cette nouvelle configuration est meilleure sur le plan économique 
et qu'elle comporte moins de risques environnementaux, financiers et de construction, et par conséquent que les projets seront 
plus faciles et moins coûteux à exploiter.

La Société prévoit toujours de commencer les travaux de construction des projets Boulder Creek et Upper Lillooet en 2013 et 
de  respecter  leur  date  prévue  de  mise  en  service  commerciale  respective.  Par  ailleurs,  la  Société  entend  poursuivre 
l'avancement d'une version modifiée du projet North Creek en vue d'un futur appel d'offres.

Tretheway Creek
Au début de mars 2013, le fabricant de turbines avait été sélectionné et les travaux préliminaires d'ingénierie étaient en cours. 
Les activités en cours englobent la surveillance hydrométrique, les études environnementales, la consultation des différentes 
parties prenantes et les demandes en vue de l'obtention des permis appropriés. Une analyse plus détaillée de l'hydrologie a 
démontré des débits d'eau de la rivière moins élevés qu'initialement prévu. À la lumière de ces informations, la Société anticipe 
que la puissance installée du projet sera augmentée de 9,4 % à 23,2 MW, comme il est permis en vertu du contrat d'achat 
d'électricité du projet, afin de maintenir la production annuelle d'électricité prévue à 81,9 GWh.

Les propositions d'entrepreneurs en ingénierie, des fabricants de turbines et de générateurs et des entrepreneurs pour la 
construction de la ligne de transport ont été reçues au début de 2013. Les coûts totaux de projet devraient augmenter de    
17,0 M$, ou 18,6 %, en raison de l'augmentation de la puissance installée, de coûts d'ingénierie civile plus élevés que prévu, 
ainsi qu'au retour à un régime de taxe de vente provinciale. La Société poursuit activement des solutions de remplacement 
avec les soumissionnaires afin de réduire l'écart entre les propositions et les coûts estimés des projets. La Société prévoit 
toujours de commencer les travaux de construction de ce projet en 2013 et de respecter la date prévue de mise en service 
commerciale.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 14

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

Big Silver-Shovel Creek
Les  activités  en  cours  comprennent  la  surveillance  hydrométrique,  la  consultation  des  différentes  parties  prenantes,  les 
demandes en vue de l'obtention des permis appropriés et les prétravaux d'ingénierie. Comme la Société l'avait indiqué au 
moment de l'acquisition de ces projets, elle a demandé et obtenu l'autorisation de modifier le contrat d'achat d'électricité pour 
en exclure le projet Shovel Creek et augmenter la puissance installée du projet Big Silver Creek de 10,0 % à 40,6 MW. Malgré 
l'augmentation de la puissance installée, une analyse plus détaillée de l'hydrologie a démontré des débits d'eau de la rivière 
moins  élevés  qu'initialement  prévu;  par  conséquent,  la  production  d'électricité  annuelle  prévue  a  été  réduite  de  5,0 %  à 
139,8 GWh. Les coûts totaux de projet devraient augmenter d'environ 26,4 M$, ou 16,0 %, en raison de l'augmentation de la 
puissance installée, de coûts plus élevés d'ingénierie civile liés à la ligne de transport (et surtout du câble sous-marin), de coûts 
pour la conduite forcée et le tunnel plus élevés que prévu, et du retour à un régime de taxe de vente provinciale. La Société 
poursuit activement des solutions de remplacement afin de réduire l'écart entre les nouveaux coûts de projets et les estimations 
initiales. Par ailleurs, la Société estime que cette nouvelle configuration est meilleure sur le plan économique et qu'elle comporte 
moins de risques financiers et de construction, et par conséquent que le projet sera plus facile et moins coûteux à exploiter. 

La Société prévoit commencer les travaux de construction de ce projet en 2013 et de respecter la date prévue de mise en 
service commerciale. Par ailleurs, la Société entend poursuivre l'avancement d'une version modifiée du projet Shovel Creek 
en vue d'un futur appel d'offres.

Besoin de capitaux
La Société prévoit financer l'augmentation anticipée de 57,5 M$ des coûts de projets en phase d'obtention de permis en partie 
par l'augmentation des financements liés aux projets de l'ordre de 40,0 M$ et en partie par les apports en capital de son régime 
de réinvestissement de dividendes.

PROJETS POTENTIELS
Tous  les  Projets  potentiels,  qui  représentent  une  puissance  installée  nette  combinée  de  2  900  MW  (puissance  brute  de 
3 125 MW), sont à l’étape préliminaire de leur développement. Certains Projets potentiels visent des AO, des POS ou des 
Programmes de TRG futurs précis, tandis que d’autres pourront faire l’objet d’AO futurs qui ne sont pas encore annoncés. Il 
n’y aucune certitude que l’un ou l’autre des Projets potentiels sera réalisé.

La notice annuelle de la Société pour l’exercice clos le 31 décembre 2012, déposée sur SEDAR à www.sedar.com, présente 
de l’information complémentaire au sujet des installations et des projets de la Société.

RÉSULTATS OPÉRATIONNELS
Les résultats opérationnels de la Société pour l'exercice clos le 31 décembre 2012 sont comparés aux résultats opérationnels 
de l'exercice correspondant en 2011. 

Production d'électricité
Dans son évaluation de ses résultats opérationnels, la Société compare la production d’électricité réelle avec une moyenne à
long terme propre à chaque centrale hydroélectrique, parc éolien et parc solaire. Ces moyennes à long terme sont établies 
avec rigueur et prudence afin d’assurer une prévision à long terme de la production attendue pour chacune des installations
de la Société.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 15

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

Exercices clos les      
31 décembre

Production 
(MWh)

PMLT 
(MWh)

2012

Production 
en % de la 
PMLT

Prix 

moyen1           
($/MWh)

Production 
(MWh)

2011

PMLT 
(MWh)

Production 
en % de la 
PMLT

Prix 

moyen1           
($/MWh)

HYDRO
Québec
Ontario
Colombie-Britannique
États-Unis
Total partiel
ÉOLIEN
Québec
SOLAIRE
Ontario2
Total

350 148
114 634

348 430
128 005
1 064 888 1 095 126
46 800
1 579 222 1 618 361

49 552

100%
90%
97%
106%
98%

82,72
75,57
77,60
67,91
78,28

390 504
122 056
998 303
41 983
1 552 846

348 430
128 005
982 021
46 800
1 505 256

112%
95%
102%
90%
103%

77,24
73,44
75,61
65,09
75,57

535 854

572 734

94%

84,01

352 580

379 275

93%

86,26

33 374

31 548
2 148 450 2 222 643

106%
97%

349,90
83,93

—
1 905 426

—
1 884 531

—
101%

—
77,57

1. Incluant tous les ajustements des paiements liés au mois, au jour et à l’heure de la livraison, les caractéristiques environnementales et
    le programme écoÉNERGIE, le cas échéant.
2. Le prix moyen comprend l'énergie livrée avant la mise en service commercial, ce prix ayant été établi aux prix du marché. Pour toute l'énergie  
    livrée après la mise en service commercial, le prix est de 420 $/MWh.

Au cours de l'exercice clos le 31 décembre 2012, les installations de la Société ont produit 2 148 GWh, soit  3 % de moins que 
la PMLT de 2 223 GWh. Ce niveau de production est principalement attribuable aux faibles débits d'eau en Colombie-Britannique 
au premier et au quatrième trimestres, ainsi qu'au Québec et en Ontario au troisième trimestre. La production de la centrale 
aux États-Unis a été supérieure à sa PMLT. Les régimes de vent ont été légèrement inférieurs aux prévisions dans tous les 
parcs  éoliens,  à  l'exception  de  Montagne  Sèche.  En  outre,  les  convertisseurs  endommagés  en  décembre  2011  après  un 
délestage  ont  dû  être  réparés  au  parc  éolien  Gros-Morne  I  pendant  la  première  moitié  du  premier  trimestre  de  2012.  La 
production a repris le 12 février 2012, le parc éolien ayant ainsi produit 49 % de sa PMLT au premier trimestre. La production 
du parc solaire Stardale a été supérieure à sa PMLT.

La performance globale des installations de la Société pour l'exercice clos le 31 décembre 2012 démontre les avantages de 
la diversification géographique et la complémentarité des productions hydroélectrique, éolienne et solaire.

Contrats d'achat d'électricité
Les 28 Installations en exploitation vendent l'électricité produite en vertu de CAÉ à long terme à des sociétés de services 
publics  ayant  une  notation  de  crédit.  Les  CAÉ  conclus  pour  les  Installations  en  exploitation  au  Québec,  en  Ontario  et  en 
Colombie-Britannique comprennent un prix de base et, dans certains cas, un ajustement du prix lié au mois, au jour et à l'heure 
de la livraison, à l'exception de la centrale hydroélectrique Miller Creek qui reçoit un prix fondé sur une formule faisant appel 
aux indices de prix Dow Jones Mid-C. Dans le cas de la centrale Horseshoe Bend, 85 % du prix est fixe et 15 % est ajusté 
annuellement et déterminé par l'Idaho Public Utility Commission.

Portneuf
En plus des produits provenant de l’énergie générée par les trois installations de Portneuf, la Société reçoit des versements 
en espèces d’Hydro-Québec pour compenser la dérivation partielle du débit de l’eau autrefois disponible pour ces centrales. 
Ces versements sont basés sur le débit moyen annuel d’eau au cours d’un historique de 20 ans. Bien que les centrales Portneuf 
soient exemptes des variations hydrologiques annuelles en raison des clauses d’« énergie virtuelle » qui font partie intégrante 
des CAÉ à long terme conclus avec Hydro-Québec, elles doivent demeurer opérationnelles pour recevoir une compensation 
financière. Par conséquent, les versements dépendent de la disponibilité des turbines et de la production maximale à partir de 
la ressource en eau laissée disponible par Hydro-Québec.

Protection contre l’inflation
La plupart des CAÉ des Installations en exploitation de la Société incluent une clause visant à atténuer les effets des fluctuations 
de l’inflation sur les produits :

• 

• 

• 

tous les CAÉ relatifs aux installations hydroélectriques au Québec prévoient une hausse des tarifs d’électricité selon 
l’IPC d’un minimum de 3 % et d’un maximum de 6 % par année;
les CAÉ relatifs aux centrales hydroélectriques Glen Miller et Umbata Falls prévoient un ajustement annuel des tarifs 
d’électricité selon 15 % de l’IPC;
le  CAÉ  relatif  à  la  centrale  hydroélectrique  Brown  Lake  en  Colombie-Britannique  prévoit  une  hausse  des  tarifs 
d'électricité de 3 % par année; 

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 16

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

• 

• 

tous les CAÉ relatifs aux centrales hydroélectriques en Colombie-Britannique, à l'exception des centrales Brown Lake 
et Miller Creek, prévoient un ajustement annuel des tarifs d’électricité selon 50 % de l’IPC; et
tous les CAÉ relatifs aux parcs éoliens au Québec prévoient un ajustement annuel des tarifs d’électricité selon 20 % 
environ de l’IPC.

Résultats financiers

Exercices clos les 31 décembre
Produits opérationnels
Charges opérationnelles
Frais généraux et administratifs
Charges liées aux projets potentiels
BAIIA ajusté

Charges financières
Autres charges, montant net
Amortissement
(Profit net latent) perte nette latente sur instruments financiers 

dérivés

Charge (économie) d'impôt
Perte nette
Résultat net attribuable aux :

Propriétaires de la société mère
Participations ne donnant pas le contrôle

2012

2011

180 860
29 133
9 732
4 412
137 583

63 281
15 527
65 737

(8 342)
6 763
(5 383)

1 405
(6 788)
(5 383)

148 260
24 226
10 365
2 473
111 196

53 122
2 693
50 970

61 479
(13 364)
(43 704)

(40 547)
(3 157)
(43 704)

Produits
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, la Société a enregistré des produits opérationnels de 180,9 M$ (148,3 M$ en 2011). 
Cette augmentation s'explique principalement par les produits supplémentaires provenant du parc solaire Stardale (11,7 M$)
et des parcs éoliens Montagne Sèche et Gros-Morne (14,6 M$). Les produits supplémentaires tirés des Centrales en exploitation 
de Harrison, qui ont été acquises le 4 avril 2011 (5,2 M$), et des centrales hydroélectriques Brown Lake et Miller Creek, acquises 
le 12 octobre 2012 (1,0 M$), ont également contribué à cette augmentation. Ces éléments ont été partiellement contrebalancés 
par une baisse des niveaux de production des centrales hydroélectriques du Québec (diminution des produits de 1,2 M$). 

Charges
Les charges opérationnelles sont constituées principalement de salaires des opérateurs, de primes d’assurance, de charges
liées à l’exploitation et à l’entretien et d’impôts fonciers et redevances.

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, la Société a constaté des charges opérationnelles de 29,1 M$ (24,2 M$ en 2011). 
Cette augmentation est attribuable essentiellement au plus grand nombre d'installations exploitées par la Société en 2012 par 
rapport à 2011 par suite de l'Acquisition de Cloudworks (1,5 M$) et à l'ajout du parc solaire Stardale et des parcs éoliens 
Montagne Sèche et Gros-Morne (1,8 M$).

Les frais généraux et administratifs ont totalisé 9,7 M$ pour l'exercice clos le 31 décembre 2012 (10,4 M$ en 2011). 

Les charges liées aux projets potentiels, qui comprennent les coûts liés au développement des Projets potentiels, ont totalisé 
4,4 M$ pour l'exercice clos le 31 décembre 2012 (2,5 M$ en 2011). L'écart reflète les efforts accrus déployés par la Société 
en vue du développement des projets.   

Charges financières 
Les  charges  financières  comprennent  les  intérêts  sur  la  dette  à  long  terme  et  les  débentures  convertibles,  les  intérêts 
compensatoires au titre de l'inflation, l’amortissement des frais de financement, l’amortissement de la réévaluation de la dette 
à  long  terme  et  des  débentures  convertibles,  la  charge  de  désactualisation  des  obligations  liées  à  la  mise  hors  service 
d’immobilisations et la charge de désactualisation des contreparties conditionnelles.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 17

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, les charges financières ont totalisé 63,3 M$ (53,1 M$ en 2011). Cet écart s'explique 
principalement par la hausse des intérêts sur la dette à long terme découlant de l'Acquisition de Cloudworks, des prêts à terme 
pour Stardale et Montagne Sèche et des prélèvements sur la facilité à terme de crédit rotatif pour Gros-Morne. Ces éléments 
ont été partiellement contrebalancés par la diminution des intérêts compensatoires au titre de l'inflation.

Au 31 décembre 2012, 95 % de l'encours de la dette de la Société, incluant les débentures convertibles, était à taux fixe ou 
faisait l'objet d'une couverture contre les mouvements de taux d'intérêt (88 % au 31 décembre 2011). L'écart est attribuable 
aux swaps de taux d'intérêt pour Fitzsimmons Creek et Stardale, qui sont entrés en vigueur au premier et au troisième trimestres 
de 2012, respectivement.  

Le taux d’intérêt global effectif de la dette et des débentures convertibles de la Société était de 5,70 % au 31 décembre 2012 
(5,99 % au 31 décembre 2011). Cette diminution résulte principalement de la baisse des taux des intérêts compensatoires au 
titre de l'inflation liés aux obligations à rendement réel faisant suite au taux d'inflation moins élevé. Cet élément a été partiellement 
contrebalancé par les taux d'intérêt plus élevés pour Stardale, qui est maintenant couvert par un swap de taux d'intérêt, des 
taux d'intérêt plus élevés sur la facilité à terme de crédit rotatif et de nouveaux swaps de taux d'intérêt à long terme. Voir les 
rubriques « Instruments financiers dérivés et gestion des risques » pour plus de détails. 

Autres charges, montant net
Le montant net des autres charges comprend les coûts de transaction, la perte réalisée sur instruments financiers dérivés, le 
profit de change réalisé, (le profit) la perte sur les contreparties éventuelles, la dépréciation des prêts, l'indemnisation reçue 
d'un entrepreneur et le montant net des autres produits.  

Pour  l'exercice  clos  le  31  décembre  2012,  le  montant  net  des  autres  charges  a  totalisé  15,5  M$  (2,7  M$  en  2011).  Cette 
augmentation est attribuable principalement à la perte réalisée sur instruments financiers dérivés liée au règlement des contrats 
à terme sur obligations de Kwoiek Creek. La perte découle d'une baisse des taux d'intérêt de référence entre la date à laquelle 
les contrats à terme sur obligations ont été conclus (entre septembre et novembre 2011) et la date de règlement (juillet 2012) 
et est compensée par le faible taux fixe de 5,075 % du prêt à terme de 39 ans pour Kwoiek Creek. Cette perte a été partiellement 
contrebalancée par les produits d'intérêts sur les comptes de réserve et le dépôt relatif à l'acquisition potentielle des actifs 
d'Hydromega ainsi que par l'indemnisation reçue d'un entrepreneur en 2012 et liée à Stardale.

Amortissement
Pour l'exercice  clos le 31 décembre 2012,  la dotation aux amortissements a totalisé 65,7 M$ (51,0 M$ en 2011). L'augmentation 
est attribuable principalement à l'accroissement des actifs découlant de l'Acquisition de Cloudworks, du parc solaire Stardale 
et des parcs éoliens Montagne Sèche et Gros-Morne.

Instruments financiers dérivés
La Société utilise des instruments financiers dérivés pour gérer son exposition aux risques d’augmentation des taux d’intérêt 
sur son financement par emprunts et au risque d'augmentation des taux de change pour ses achats de matériel (« Dérivés »), 
protégeant ainsi la valeur économique de ses projets. Innergex compte aussi des instruments financiers dérivés intégrés dans 
certains des CAÉ qu’elle a conclus. La Société ne fait pas appel à la comptabilité de couverture pour ses instruments financiers 
dérivés et ne détient ni n’émet d’instruments financiers à des fins de spéculation.

Comme plusieurs swaps de taux d'intérêt sont conclus pour une période égale à la période d'amortissement de la dette sous-
jacente, qui peut atteindre 30 ans, la juste valeur de marché d’un Dérivé peut être très sensible aux variations annuelles des 
taux d’intérêt à long terme.

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, la Société a comptabilisé un profit net latent sur instruments financiers dérivés de 
8,3 M$ (perte de 61,5 M$ en 2011), en raison principalement du règlement des contrats à terme sur obligations de Kwoiek 
Creek et de l'augmentation des taux d'intérêt de référence depuis la fin de 2011. Par suite de la réalisation de la perte liée aux 
contrats à terme sur obligations de Kwoiek Creek, la valeur négative latente des instruments financiers dérivés a diminué par 
rapport à l'exercice précédent. La Société prévoit régler en 2013 les contrats à terme sur obligations de Northwest Stave River 
et Viger-Denonville, ce qui donnera lieu à un profit ou une perte réalisé sur instruments financiers dérivés. 

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, la Société a comptabilisé un profit net latent de 0,4 M$ sur des contrats de change. 
Ces contrats permettent de fixer le taux de change sur les achats prévus de matériel pour le projet Viger-Denonville. Les 
contrats de change viennent à échéance en 2013, ce qui donnera lieu à un profit ou une perte de change réalisé.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 18

 
 
 
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

Charge d'impôt
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, la Société a enregistré une charge d'impôt exigible de 2,0 M$ (charge d'impôt de 
0,5 M$ en 2011) et une charge d'impôt différé de 4,8 M$ (économie d'impôt différé de 13,8 M$ en 2011). L'écart s'explique 
principalement par le profit net latent sur instruments financiers dérivés comptabilisé en 2012, par rapport à la comptabilisation 
d'une perte nette latente sur instruments financiers dérivés en 2011.

Résultat net
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, la Société a enregistré une perte nette de 5,4 M$ (perte nette de base et diluée de                     
0,03 $ par action). Pour l'exercice correspondant de 2011, Innergex avait constaté une perte nette de 43,7 M$ (perte nette de 
base et diluée de 0,59 $ par action). Les principaux éléments qui ont contribué à cette variation favorable de la perte nette sont 
présentés dans les deux tableaux suivants :

Éléments principaux - Incidence positive

Variation Explications

BAIIA ajusté

Profit net latent sur instruments financiers 

dérivés

26 387

69 821

En  raison  principalement  des  produits  supplémentaires 
découlant de la mise en service de Stardale, Montagne Sèche 
et  Gros-Morne  et  des  produits  supplémentaires  tirés  des 
centrales  Brown  Lake  et  Miller  Creek  et  des  Centrales  en 
exploitation de Harrison au premier trimestre de 2012.

En  raison  principalement  d'une  baisse  des  taux  d'intérêt  de 
référence entre la fin de 2010 et la fin de 2011, par rapport au  
règlement des contrats à terme sur obligations de Kwoiek Creek 
en 2012. 

Éléments principaux - Incidence négative

Variation Explications

Charges financières

Autres charges, montant net 

Amortissement

Charge d'impôt

10 159

En  raison  principalement  de  l'Acquisition  de  Cloudworks,  de 
l'utilisation plus grande de la facilité à terme de crédit rotatif et 
des prêts relatifs à Stardale et Montagne Sèche. 

12 834

En raison principalement de la perte réalisée liée aux contrats 
à terme sur obligations de Kwoiek Creek en 2012.

14 767

En raison principalement de l'Acquisition de Cloudworks et de 
la  mise  en  service  des  projets  Stardale,  Montagne  Sèche  et 
Gros-Morne.

20 127

Attribuable  surtout  au  bénéfice  avant 
comparativement à une perte avant impôt en 2011.

impôt  en  2012, 

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, le résultat par action de base et dilué a été calculé en fonction d'un nombre moyen 
pondéré de 86 557 479 et 86 707 993 actions ordinaires en circulation, respectivement. Pendant cet exercice, 1 263 000 options 
sur actions étaient non dilutives, le cours moyen de l’action ordinaire de la Société sur le marché étant inférieur au prix de 
levée. Les 1 473 684 options sur actions restantes étaient anti-dilutives dans le calcul du résultat par action, malgré le fait que 
le cours moyen de l’action ordinaire de la Société sur le marché était supérieur au prix de levée, la Société ayant constaté une 
perte  nette  pour  la  période.  Les  Débentures  convertibles  étaient  non  dilutives,  le  cours  moyen  étant  inférieur  au  prix  de 
conversion. Un nombre total de 7 558 684 actions ordinaires auraient pu être émises lors de la conversion des Débentures 
convertibles.

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2011, le résultat par action de base et dilué a été calculé en fonction d’un nombre moyen 
pondéré de 75 681 128 et 75 754 667 actions ordinaires en circulation, respectivement. Pendant cette période, 1 869 420 
options sur actions étaient non dilutives, le cours moyen de l’action ordinaire de la Société sur le marché étant inférieur au prix 
de levée. Les 808 024 options sur actions restantes étaient anti-dilutives dans le calcul du résultat par action, malgré le fait 
que le cours moyen de l’action ordinaire de la Société sur le marché était supérieur au prix de levée, la Société ayant constaté 
une perte nette pour l'exercice clos le 31 décembre 2011. Les Débentures convertibles étaient également non dilutives pour 
l'exercice clos le 31 décembre 2011, le cours moyen de l’action ordinaire de la Société étant inférieur au prix de conversion. 
Un nombre total de 7 558 684 actions ordinaires auraient pu être émises lors de la conversion des Débentures convertibles.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 19

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

Au 31 décembre 2012, la Société avait un total de 93 659 866 actions ordinaires, 80 500 débentures convertibles, 3 400 000 
Actions privilégiées de série A, 2 000 000 Actions privilégiées de série C et 2 736 684 options sur actions en circulation. Au  
31 décembre 2011, la Société avait un total de 81 282 460 actions ordinaires, 80 500 débentures convertibles, 3 400 000 
Actions privilégiées de série A et 2 677 444 options sur actions en circulation. En date du présent rapport de gestion, la Société 
avait un total de 93 964 093 actions ordinaires, 80 500 débentures convertibles, 3 400 000 Actions privilégiées de série A, 
2 000 000 Actions privilégiées de série C et 2 736 684 options sur actions en circulation. L'augmentation du nombre d'actions 
ordinaires depuis le 31 décembre 2012 est attribuable au RRD.

Participations ne donnant pas le contrôle
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, la Société a affecté des pertes de 6,8 M$ aux participations ne donnant pas le 
contrôle (pertes de 3,2 M$  en 2011). Ces participations sont liées principalement aux Centrales en exploitation de Harrison, 
à l’Installation en exploitation Fitzsimmons Creek et au Projet en développement Kwoiek Creek.

LIQUIDITÉS ET RESSOURCES EN CAPITAL 
Flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, les flux de trésorerie provenant des activités opérationnelles ont totalisé 62,2 M$ 
(43,4 M$ en 2011). Cet écart est principalement attribuable à une augmentation de 26,4 M$ du BAIIA ajusté et à une variation 
positive de 24,0 M$ des variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement, partiellement contrebalancées par une 
augmentation de 15,3 M$ des intérêts versés et une perte réalisée de 14,1 M$ sur instruments financiers dérivés. La variation 
des éléments hors trésorerie du fonds de roulement découle principalement d'une baisse des débiteurs par rapport à une 
hausse en 2011, d'une hausse  des charges payées d'avance et autres par rapport à une diminution en 2011 et d'une baisse 
moins importante des créditeurs. 

Flux de trésorerie liés aux activités de financement
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, les flux de trésorerie provenant des activités de financement ont totalisé 312,4 M$ 
(326,9 M$ en 2011). Ce montant traduit principalement une augmentation nette de 4,8 M$ des dividendes versés aux actionnaires 
ordinaires et privilégiés et une augmentation moins importante de 17,5 M$ de la dette à long terme (augmentation nette de la 
dette à long terme de 199,2 M$ en 2012 par rapport à 216,7 M$ en 2011), partiellement contrebalancées par une augmentation 
nette de 7,7 M$ de l'émission d'actions ordinaires et privilégiées. 

Utilisation du produit du financement

Exercices clos les 31 décembre

Produit de l'émission de dettes à long terme

Produit net de l'émission d'actions ordinaires

Produit net de l'émission d'Actions privilégiées de série C

Produit de l'exercice d'options sur actions

Trésorerie acquise dans le cadre d'acquisitions d'entreprises

Acquisitions d'entreprises

Ajouts aux immobilisations corporelles

Ajouts aux immobilisations incorporelles

Ajouts aux frais de développement liés aux projets

Ajouts aux autres actifs non courants

Prêts consentis à des partenaires

Fonds investis dans les réserves à même la dette à long terme

Paiement des frais de financement différés

Remboursement au titre de la dette à long terme

Utilisation du produit du financement

Apport au fonds de roulement

2012

2011

405 657

114 571

48 350

507

569 085

—

(68 635)

(186 760)

(1 929)

(8 146)

(27 892)

(23 444)

(7 601)

(4 248)

(202 245)

(530 900)

38 185

270 117

155 721

_

—

425 838

4 943

(160 844)

(178 896)

(3 469)

(31 726)

(724)

1 000

—

(5 983)

(47 475)

(423 174)

2 664

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 20

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

Pendant l'exercice clos le 31 décembre 2012, la Société a emprunté 405,7 M$ aux fins du paiement de la construction des 
projets  Kwoiek  Creek,  Northwest  Stave  River,  Gros-Morne  et  Stardale  et  du  remboursement  de  la  dette  à  long  terme  de 
Glen Miller. Le produit de 163,4 M$ de l'émission d'actions et de l'exercice d'options a servi au paiement des acquisitions des 
centrales hydroélectriques Brown Lake et Miller Creek, au dépôt de 25,0 M$ (inscrit dans les ajouts aux autres actifs non 
courants) pour l'acquisition potentielle des actifs d'Hydromega, à la diminution des prélèvements sur la facilité à terme de crédit 
rotatif et à un remboursement de 202,2 M$ au titre de la dette à long terme. L'apport au fonds de roulement comprend les 
fonds disponibles aux termes du prêt pour Kwoiek Creek qui n'avaient pas été utilisés au 31 décembre 2012. Pendant l'exercice 
correspondant de 2011, la Société avait emprunté 270,1 M$ et émis des actions ordinaires pour un montant de 155,7 M$ aux 
fins du paiement de l'Acquisition de Cloudworks, d'ajouts aux actifs et de remboursements au titre de la dette à long terme.  

Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement
Pour  l'exercice  clos  le  31  décembre  2012,  les  flux  de  trésorerie  affectés  aux  activités  d'investissement  se  sont  élevés  à                   
357,8  M$  (377,2  M$  en  2011).  Pendant  cette  période,  les  acquisitions  d'entreprises  ont  représenté  un  décaissement  de             
68,6 M$  (160,8  M$  en  2011),  les  ajouts  aux  immobilisations  corporelles  ont  représenté  un  décaissement  de  186,8  M$                    
(178,9 M$ en 2011), les ajouts aux frais de développement liés aux projets un décaissement de 8,1 M$ (31,7 M$ en 2011), les 
ajouts aux immobilisations incorporelles et aux autres actifs non courants un décaissement combiné de 29,8 M$ (4,2 M$ en 
2011), en raison principalement du dépôt de 25,0 M$ pour l'acquisition potentielle des actifs d'Hydromega, l'investissement 
dans les réserves un décaissement net de 6,6 M$ (encaissement net de  8,0 M$ en 2011) et une augmentation des liquidités 
soumises à restrictions et des placements à court terme un décaissement de 34,4 M$ (15,5 M$ en 2011). L'augmentation des 
liquidités soumises à restrictions et des placements à court terme est attribuable essentiellement au prêt pour le projet Kwoiek 
Creek; les fonds serviront à payer les coûts des travaux de construction à mesure de leur progression. La trésorerie acquise 
parallèlement à l’Acquisition de Cloudworks a correspondu à un encaissement de 4,9 M$ en 2011.

Trésorerie et équivalents de trésorerie
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, la Société a généré 16,8 M$ de trésorerie et d'équivalents de trésorerie (6,8 M$ en 
2011), soit le résultat net de ses activités opérationnelles, de financement et d'investissement. 

Au 31 décembre 2012, la Société détenait 52,0 M$ de trésorerie et d'équivalents de trésorerie (35,3 M$ au 31 décembre 2011). 

DIVIDENDES
Le tableau suivant présente les dividendes qui ont été déclarés par la Société :

Exercices clos les 31 décembre

2012

2011

Dividendes déclarés sur les Actions privilégiées de série A

Dividendes déclarés sur les Actions privilégiées de série A ($ par action)

Dividendes déclarés sur les actions ordinaires

Dividendes déclarés sur les actions ordinaires ($ par action)

4 250

1,25

50 693

0,58

4 250

1,25

43 990

0,58

Le tableau suivant présente les dividendes qui seront versés par la Société le 14 avril 2013 :

Date de 
l'annonce

Date de 
clôture 

Date de 
versement

Dividendes par 
action ordinaire ($)

Dividende par Action 
privilégiée de série A ($)

Dividende par Action 
privilégiée de série C1 ($)

14/03/2013

28/03/2013

15/04/2013

0,1450

0,3125

0,4923

1. Ce dividende initial tient compte du dividende à payer depuis la date de clôture du placement des Actions privilégiées de série C le 

11 décembre 2012.

SITUATION FINANCIÈRE
Actif
Au 31 décembre 2012, l'actif total de la Société s'établissait à 2,3 G$ (2,0 G$ au 31 décembre 2011). Cette augmentation est 
attribuable principalement aux facteurs suivants : 

• 

• 

• 

la trésorerie et les équivalents de trésorerie et les liquidités et placements à court terme soumis à restrictions qui ont 
enregistré une augmentation nette de 88,7 M$ au 31 décembre 2011 à 139,9 M$, au 31 décembre 2012 en raison 
principalement du prêt pour  Kwoiek Creek, dont les fonds ont été obtenus et servent à financer les travaux de construction 
à mesure qu'ils progressent; 
une augmentation des débiteurs de 36,9 M$ à 50,8 M$, en raison principalement des sommes à recevoir d'Hydro-
Québec pour le remboursement de la sous-station de Gros-Morne, qui étaient comptabilisées dans les autres actifs 
non courants de l'exercice précédent;
une augmentation des prêts consentis à des partenaires de néant à 23,4 M$, comme l'explique la rubrique « Fonds de 
roulement » ci-après;

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 21

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

• 

• 

• 

• 

une  augmentation  des  comptes  de  réserve  de  42,2  M$  à  48,7  M$,  en  raison  principalement  des  centrales 
hydroélectriques Brown Lake et Miller Creek et Montagne Sèche;
une augmentation des immobilisations corporelles de 1,3 G$ à 1,5 G$, en raison principalement de l'acquisition des 
centrales hydroélectriques Brown Lake et Miller Creek, de la construction de Stardale et de Gros-Morne et des Projets 
en développement en construction; 
une augmentation des frais de développement liés aux projets de 98,0 M$ à 107,2 M$ en raison principalement des 
Projets en développement en phase d'obtention de permis; et
une  augmentation  des  autres  actifs  non  courants  de  18,0  M$  à  31,3  M$,  en  raison  principalement  du  dépôt  de                    
25,0 M$  effectué  en  vue  de  l'acquisition  potentielle  des  actifs  d'Hydromega,  partiellement  contrebalancé  par  le 
reclassement dans les débiteurs des sommes à recevoir liées à la sous-station de Gros-Morne.

Ces augmentations ont été partiellement contrebalancées par une diminution des actifs d'impôt différé de 24,5 M$ à 5,8 M$, en 
raison d'une réorganisation interne qui s'est traduite par un reclassement dans les passifs d'impôt différé.  

Fonds de roulement
Au 31 décembre 2012, le fonds de roulement était positif de 83,4 M$ pour un ratio du fonds de roulement de 1,60:1.00. Au              
31 décembre 2011, le fonds de roulement était positif de 50,1 M$ pour un ratio du fonds de roulement de 1,60:1.00. Bien que le 
total des actifs courants ait augmenté de 133,1 M$ à 223,3 M$, il n'y a eu aucune variation du ratio du fonds de roulement au 
cours de la dernière année, le total du passif courant s'étant accru de 83,0 M$ à 139,8 M$.  

Compte tenu de ces ratios, la Société estime que son fonds de roulement actuel est suffisant pour combler ses besoins. Au 
troisième trimestre de 2012, la Société a exercé une partie de l'option accordéon sur sa facilité à terme de crédit rotatif,  augmentant 
sa capacité d'emprunt de 350,0 M$ à 425,0 M$. Au 31 décembre 2012, la Société avait prélevé 13,9 M$ US et 189,8 M$ à titre 
d'avances de fonds et 21,1 M$ avaient été affectés à l'émission de lettres de crédit. 

Dans le cadre de l’Acquisition de Cloudworks, la Société a conservé des liquidités et placements à court terme soumis à restrictions 
qui s’établissaient à 53,4 M$ au 31 décembre 2011. Au 31 décembre 2012, les liquidités et placements à court terme soumis à 
restrictions s'établissaient à 87,8 M$, dont une tranche de 81,2 M$ était liée au prêt pour Kwoiek Creek.

Les débiteurs ont augmenté pour passer de 36,9 M$ au 31 décembre 2011 à 50,8 M$ au 31 décembre 2012. L’augmentation 
découle principalement des sommes à recevoir d’Hydro-Québec pour le remboursement de la sous-station de Gros-Morne.

Au quatrième trimestre de 2012, la société mère des Centrales en exploitation de Harrison a distribué un montant de 46,9 M$ à 
ses partenaires. Les fonds ont été distribués sous forme de prêts à la Société et à ses partenaires. Les prêts de 23,4 M$ sont 
inscrits comme des prêts consentis à des partenaires au 31 décembre 2012. Au cours de l'exercice 2013, ces prêts devraient 
être remboursés directement d'une distribution provenant de la société mère des Centrales en exploitation de Harrison et une 
diminution  correspondante  des  participations  ne  donnant  pas  le  contrôle  sera  comptabilisée  sans  incidence  sur  les  flux  de 
trésorerie.  

Les créditeurs et autres créditeurs ont augmenté pour passer de 26,6 M$ au 31 décembre 2011 à 41,3 M$ au 31 décembre 2012, 
en raison principalement de la construction de la centrale hydroélectrique Kwoiek Creek.

Les instruments financiers dérivés compris dans le passif courant ont diminué pour passer de 20,3 M$ au 31 décembre 2011 à 
17,9 M$ au 31 décembre 2012. Cette diminution est principalement attribuable au règlement des contrats à terme sur obligations 
de Kwoiek Creek, partiellement contrebalancé par l'augmentation de la perte nette latente sur instruments financiers dérivés liée 
aux contrats à terme sur obligations de Northwest Stave River et au swap de Stardale, qui est entré en vigueur en septembre 
2012. 

La tranche à court terme de la dette à long terme a trait aux versements exigibles sur les facilités de crédit et obligations de 
certaines Installations en exploitation. L'augmentation de 19,5 M$ au 31 décembre 2011 à 64,5 M$ au 31 décembre 2012 est 
attribuable principalement au refinancement à venir du prêt de Carleton et au prêt de Stardale, pour lequel le remboursement 
du capital a débuté en septembre 2012. Le prêt relatif à Carleton viendra à échéance en novembre 2013 et la Société prévoit 
en refinancer l'encours avant cette date.

Comptes de réserve

Réserve pour l'énergie hydrologique/éolienne

Réserve pour travaux d'entretien majeurs
Total

31 décembre 2012
46 154

31 décembre 2011
39 045

2 595
48 749

3 109
42 154

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 22

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

La Société dispose de deux comptes de réserve destinés à assurer sa stabilité :

i) 

La  réserve  pour  l'énergie  hydrologique/éolienne,  qui  est  établie  au  début  de  la  mise  en  service  commercial  d’une 
installation afin de neutraliser la variabilité des flux de trésorerie attribuable aux fluctuations des conditions hydrologiques 
et des régimes de vent, ainsi qu’à d’autres événements imprévisibles. Il est prévu que les montants inscrits dans cette 
réserve varient d’un trimestre à l’autre selon la saisonnalité des flux de trésorerie.

ii)  La réserve pour travaux d’entretien majeurs, qui a été établie pour permettre le financement préalable des travaux de 

réparations majeures nécessaires pour maintenir la capacité de production de la Société.

La disponibilité des fonds des comptes de réserve pour l’énergie hydrologique/éolienne et de réserve pour travaux d’entretien 
majeurs pourrait être soumise à des restrictions découlant de conventions de crédit et d’actes de fiducie-sûreté.

Immobilisations corporelles
Les immobilisations corporelles sont principalement des installations hydroélectriques, des parcs éoliens et un parc solaire qui 
sont soit en exploitation, soit en construction. Elles sont comptabilisées au coût moins l’amortissement cumulé et les pertes de 
valeur cumulées et sont amorties selon la méthode d’amortissement linéaire au moindre de i) la période pendant laquelle la 
Société détient les droits à l’égard des actifs ou ii) une période de 15 à 75 ans pour les installations hydroélectriques ou de 15 
à 25 ans pour les parcs éoliens ou de 25 ans pour le parc solaire. La Société possédait des immobilisations corporelles de            
1,5 G$ au 31 décembre 2012, comparativement à 1,3 G$ au 31 décembre 2011. Cette augmentation découle principalement de 
l'acquisition des centrales hydroélectriques Brown Lake et Miller Creek, de la construction de Stardale et de Gros-Morne et des 
Projets en développement en construction et est partiellement contrebalancée par l’amortissement.

Immobilisations incorporelles
Les immobilisations incorporelles comprennent différents CAÉ, permis et licences. Ils incluent aussi les garanties prolongées 
des turbines des parcs éoliens Carleton, Montagne Sèche et Gros-Morne . La Société possédait des immobilisations incorporelles 
de  440,5  M$  au  31  décembre  2012,  soit  une  diminution  par  rapport  à  441,3  M$  au  31  décembre  2011  qui  découle  de 
l'amortissement. À l'exception de 5,1 M$ associés aux garanties prolongées relatives aux parcs éoliens, les immobilisations 
incorporelles sont amorties selon la méthode de l’amortissement linéaire sur des périodes de 11 à 40 ans à compter de la mise 
en service commercial ou de l’acquisition du projet y afférent. La valeur de la garantie prolongée des parcs éoliens est amortie 
selon la méthode de l’amortissement linéaire sur la période de trois ans de la garantie.

Frais de développement liés aux projets
Les frais de développement liés aux projets représentent les coûts engagés dans l’acquisition et le développement de Projets 
en  développement  et  les  coûts  liés  à  l’acquisition  de  Projets  potentiels.  Selon  leur  nature,  ces  frais  sont  virés  soit  aux 
immobilisations  corporelles,  soit  aux  immobilisations  incorporelles  lorsqu’un  projet  arrive  à  la  phase  de  construction.                    
Au  31  décembre  2012,  les  frais  de  développement  liés  aux  projets  de  la  Société  se  chiffraient  à  107,2  M$  (98,0  M$  au                    
31 décembre 2011). Cette augmentation est attribuable aux Projets en développement qui en sont à la phase d’obtention des 
permis.

Goodwill
Le goodwill de la Société s’établissait à 8,3 M$ au 31 décembre 2012 (idem au 31 décembre 2011). Le goodwill fait l’objet d’un 
test de dépréciation tous les ans ou plus fréquemment s’il existe une indication d’une perte de valeur. Aucune perte de valeur 
n’a été constatée pour l’exercice clos le 31 décembre 2012.

Charges à payer liées à l'acquisition d'actifs à long terme
Les charges à payer liées à l’acquisition d’actifs à long terme sont définies comme étant des engagements de prêts à long terme 
qui ont été mis en place et qui seront utilisés pour financer les projets actuellement en construction de la Société ou pour lesquels 
la construction est terminée, mais dont certains coûts n’ont pas encore été payés. Au 31 décembre 2012, la Société avait des 
charges à payer de 13,1 M$ liées à l'acquisition d'actifs à long terme (41,3 M$ au 31 décembre 2011). Cette diminution découle 
principalement des prélèvements finaux des prêts de Stardale et Montagne Sèche, des prélèvements sur le prêt de Kwoiek Creek 
et des prélèvements sur la facilité à terme de crédit rotatif pour Gros-Morne, partiellement contrebalancés par Northwest Stave 
River, Viger-Denonville et les Projets en développement à la phase d'obtention des permis.  

Dette à long terme
Au 31 décembre 2012, la dette à long terme s'établissait à 1,3 G$ (1,0 G$ au 31 décembre 2011). Cette augmentation découle 
principalement du nouveau prêt à la construction de Kwoiek Creek, des prélèvements finaux des prêts de Stardale et Montagne 
Sèche et des prélèvements nets de la facilité à terme de crédit rotatif, partiellement contrebalancés par le remboursement du 
prêt à terme de 13,3 M$ de Glen Miller au premier trimestre de 2012 et des remboursements de la dette à long terme prévus de 
20,5 M$. 

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 23

 
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

Depuis le début de l’exercice 2012, la Société et ses filiales ont respecté toutes les conditions financières et non financières 
relativement à leurs conventions de crédit, actes de fiducie-sûreté et CAÉ. Si elles n’étaient pas respectées, certaines conditions 
financières et non financières stipulées dans les conventions de crédit, actes de fiducie-sûreté ou CAÉ conclus par plusieurs 
filiales de la Société pourraient limiter la capacité de virer des fonds de ces filiales à la Société. Ces restrictions pourraient avoir 
une incidence défavorable sur la capacité de la Société d’honorer ses obligations. 

L'encours de la dette de la Société au 31 décembre 2012 était réparti de la façon suivante : 

Échéance

31 décembre 2012

31 décembre 2011

Facilité à terme de crédit rotatif

Avances au taux préférentiel

Acceptations bancaires

Avances au taux LIBOR, 13 900 $ US

Prêts à terme

Glen Miller, taux variable

Carleton, taux variable

Umbata Falls, taux variable

Fitzsimmons Creek, taux variable

Hydro-Windsor, taux fixe

Montagne-Sèche, taux variable

Rutherford Creek, taux fixe

Ashlu Creek, taux variable

L’Anse-à-Valleau, taux variable

Stardale, taux variable

Kwoiek Creek, emprunt à terme subordonné, taux fixe

Kwoiek Creek, taux fixe

2016

2016

2016

2013

2013

2014

2016

2016

2016

2024

2025

2026

2030

i)

ii)

iii)

iv)

v)

vi)

vii)

viii)

ix)

x)

xi)

xii)

xiii)

Autres emprunts assortis d'échéances et de taux 

d'intérêt divers

2013-2017

xiv)

Obligations

Centrales en exploitation de Harrison, rendement réel

Centrales en exploitation de Harrison, taux fixe

Centrales en exploitation de Harrison, rendement réel

2049

2049

xv)

xvi)

2049 xvii)

Frais de financement différé

Tranche de la dette échéant à moins d'un an

20

189 780

13 829

—

43 412

23 392

22 133

4 145

30 021

48 634

100 810

43 515

110 630

150

168 500

222

225 137

213 738

26 760

20

164 780

14 136

13 500

46 298

23 885

22 458

5 027

26 200

50 000

102 669

45 706

73 706

150

—

73

226 338

215 570

26 484

(10 727)

1 254 101

(64 452)

1 189 649

(7 488)

1 049 512

(19 475)

1 030 037

i)   Une facilité à terme de crédit rotatif de 425,0 M$, garantie par une hypothèque de premier rang portant sur les éléments 
d’actif d’Innergex et par diverses sûretés fournies par certaines de ses filiales. La facilité parviendra à échéance en 2016 et 
elle n’est pas amortie. Les avances accordées en vertu de cette facilité prennent la forme d’acceptations bancaires, d’avances 
au taux préférentiel, d’avances au taux de base aux États-Unis, d’avances au taux LIBOR ou de lettres de crédit. Quelle 
que soit la forme prise par les avances, l’intérêt est fonction du taux de référence en vigueur, majoré d’une marge établie 
en fonction du ratio dette de premier rang consolidée ajustée / BAIIA ajusté d’Innergex. Au 31 décembre 2012, un montant 
de 203,6 M$ était exigible en vertu de cette facilité et un montant de 21,1 M$ était engagé pour l’émission de lettres de 
crédit; la portion inutilisée et disponible de la facilité à terme de crédit rotatif était donc de 200,2 M$. Au 31 décembre 2012, 
le taux d’intérêt global était de 5,23 % après comptabilisation des swaps de taux d’intérêt;

ii)   un prêt à terme sans recours garanti par la centrale hydroélectrique Glen Miller venant à échéance en 2013. Le prêt a été 

remboursé au premier trimestre de 2012;

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 24

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

iii)  un  prêt  à  terme  sans  recours  garanti  par  la  participation  de  38  %  de  la  Société  dans  le  parc  éolien  Carleton.  Les 
remboursements de capital trimestriels sont basés sur une période d’amortissement de 18,5 ans. Le prêt porte intérêt au 
taux des acceptations bancaires majoré d’une marge applicable. Au 31 décembre 2012, le taux d’intérêt effectif global était 
de 4,84 % après comptabilisation du swap de taux d’intérêt. Le prêt vient à échéance en novembre 2013 et la Société prévoit 
le refinancer avant cette date; 

iv)  un prêt à terme sans recours échéant en 2014 garanti par la participation de 49 % de la Société dans la centrale hydroélectrique 
Umbata Falls. Les remboursements de capital trimestriels sont basés sur une période d’amortissement de 25 ans. Le prêt 
porte intérêt au taux des acceptations bancaires majoré d’une marge applicable. Au 31 décembre 2012, le taux d’intérêt 
effectif global était de 5,28 % après comptabilisation du swap de taux d’intérêt;

v)  un  prêt  à  terme  sans  recours  échéant  en  2016  garanti  par  la  centrale  hydroélectrique  Fitzsimmons  Creek.  Les 
remboursements de capital trimestriels sont basés sur une période d’amortissement de 30 ans. Le prêt porte intérêt au taux 
des acceptations bancaires majoré d’une marge applicable. Au 31 décembre 2012, le taux d’intérêt effectif global était de 
3,98 %;

vi)  un prêt à terme sans recours venant à échéance en 2016 garanti par la centrale hydroélectrique Hydro-Windsor. Le prêt est 
remboursable par des versements combinés mensuels de capital et d’intérêts de 105 $ et porte intérêt à un taux fixe effectif 
de 8,25 %;

vii)  un prêt à terme sans recours, qui a été converti d'un prêt pour la construction le 16 août 2012. Le prêt est garanti par le 
participation de 38 % de la Société dans le parc éolien Montagne Sèche et vient à échéance en 2016. Les remboursements 
de capital trimestriels ont débuté le 31 mars 2012 et sont basés sur une période d'amortissement de 18,5 ans. Le prêt porte 
intérêt au taux des acceptations bancaires majoré d’une marge applicable. Au 31 décembre 2012, le taux d’intérêt effectif 
global était de 6,72 %, après comptabilisation du  swap de taux d’intérêt;

viii)  un  prêt  sans  recours  venant  à  échéance  en  2024  garanti  par  la  centrale  hydroélectrique  Rutherford  Creek.  Le  prêt  est 
remboursable depuis le 1er juillet 2012 par des versements combinés mensuels d’intérêts et de capital de 511 $ et porte 
intérêt à un taux fixe de 6,88 %;

ix)  un prêt à terme sans recours échéant en 2025 et garanti par la centrale hydroélectrique Ashlu Creek. Les remboursements 
trimestriels de capital sont basés sur une période d‘amortissement de 25 ans. Le prêt porte intérêt au taux des acceptations 
bancaires ou au taux préférentiel majoré d’une marge applicable. Au 31 décembre 2012, le taux d’intérêt effectif global était 
de 6,04 % après comptabilisation des swaps de taux d’intérêt;

x)  un prêt à terme sans recours échéant en 2026 garanti par la participation de 38 % de la Société dans le parc éolien L’Anse-
à-Valleau. Les remboursements de capital trimestriels sont basés sur une période d’amortissement de 18,5 ans. Le prêt 
porte intérêt au taux des acceptations bancaires majoré d’une marge de crédit applicable. Au 31 décembre 2012, le taux 
d’intérêt global était de 5,93 % après comptabilisation du swap de taux d’intérêt;

xi)  un prêt à terme sans recours qui a été converti d'un prêt pour la construction le 31 juillet 2012. Le prêt est garanti par le parc 
solaire Stardale et viendra à échéance en 2030. Les remboursements de capital trimestriels ont débuté le 30 septembre 2012 
et sont basés sur une période d’amortissement de 18 ans. Le prêt porte intérêt au taux des acceptations bancaires majoré 
d’une marge de crédit applicable. Au 31 décembre 2012, le taux d’intérêt effectif global était de 5,79 %;

xii)  un emprunt à terme subordonné sans recours contracté auprès du partenaire de la Société par Kwoiek Creek Resources 
Limited Partnership (« KCRLP »), propriétaire du projet hydroélectrique Kwoiek Creek. Aux termes des ententes liées au 
projet, les deux partenaires peuvent participer au financement du projet. Le prêt à terme subordonné sans recours consenti 
par la Société à KCRLP, qui a été éliminé dans le cadre de la consolidation des états financiers, s’élevait à 44,8 M$ au            
31 décembre 2012;

xiii)  un prêt pour la construction sans recours de 168,5 M$, dont un montant de 94,6 M$ avait été utilisé au 31 décembre 2012 
pour payer les coûts du projet, le solde étant détenu sous forme de liquidités soumises à restrictions pour payer les coûts 
futurs. Le prêt est garanti par la centrale hydroélectrique Kwoiek Creek et porte intérêt à un taux fixe de 5,08 %. Il sera 
converti en un prêt à terme de 39 ans après la mise en service commercial du projet et sera amorti sur une période de 36 ans 
trois ans plus tard; 

xiv)  d'autres emprunts assortis d'échéances et de taux d'intérêt divers;

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 25

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

xv)  une obligation à rendement réel de premier rang échéant en 2049 garantie par les Centrales en exploitation de Harrison. 
L’obligation est remboursable au moyen de versements combinés semestriels de capital et d’intérêts totalisant 5 790 $, 
avant un ajustement selon l’IPC. Le 1er décembre 2031, le montant du paiement diminue à 4 481 $, avant un ajustement 
selon l’IPC. L’obligation porte intérêt à un taux fixe ajusté selon un ratio d’inflation ainsi qu’un intérêt compensatoire au titre 
de  l’inflation.  Les  deux  ajustements  en  fonction  de  l’inflation  sont  fondés  sur  l’IPC,  non  désaisonnalisé.  Au                    
31 décembre 2012, le taux d’intérêt effectif global était de 5,20 %;

xvi)  une obligation à taux fixe de premier rang échéant en 2049 garantie par les Centrales en exploitation de Harrison.  L’obligation 
est  remboursable  au  moyen  de  versements  combinés  semestriels  de  capital  et  d’intérêts  totalisant  8  072  $.  Le 
1er décembre 2031, le montant du paiement diminue à 6 724 $. L’obligation porte intérêt à un taux fixe effectif de 6,66 %;

xvi) une obligation à rendement réel de second rang échéant en 2049 garantie par les Centrales en exploitation de Harrison, 
mais  prenant  rang  après  les  obligations  décrites  en  xv  et  xvi).  L’obligation  est  remboursable  au  moyen  de  versements 
d’intérêts trimestriels totalisant 291 $, avant un ajustement selon l’IPC. Le 1er juin 2017, les paiements trimestriels augmentent 
à 389 $, avant un ajustement selon l’IPC, et comprennent le remboursement du capital jusqu’à l’échéance. L’obligation porte 
intérêt  à  un  taux  fixe  ajusté  selon  un  ratio  d’inflation  ainsi  qu’un  intérêt  compensatoire  au  titre  de  l’inflation.  Les  deux 
ajustements en fonction de l’inflation sont fondés sur l’IPC, non désaisonnalisé. Au 31 décembre 2012, le taux d’intérêt 
effectif global était de 6,20 %.

Si elles ne sont pas respectées, certaines conditions financières et non financières stipulées dans les conventions de crédit, 
actes de fiducie-sûreté ou CAÉ conclus par plusieurs filiales de la Société pourraient limiter la capacité de virer des fonds de ces 
filiales  à  la  Société.  Ces  restrictions  pourraient  avoir  une  incidence  défavorable  sur  la  capacité  de  la  Société  d’honorer  ses 
obligations. Depuis le début de l’exercice 2012, la Société et ses filiales ont respecté toutes les conditions financières et non 
financières relativement à leurs conventions de crédit, actes de fiducie-sûreté et CAÉ.

Débentures convertibles
Le 16 mars 2010, la Société a émis les Débentures convertibles représentant un notionnel total de 80,5 M$. Au 31 décembre 2012, 
la  composante  passif  des  débentures  convertibles  s’établissait  à  79,7  M$  et  la  composante  capitaux  propres  à  1,3 M$                    
(79,5 M$ et 1,3 M$ respectivement au 31 décembre 2011).

Les Débentures convertibles portent intérêt au taux de 5,75 % par année et viennent à échéance le 30 avril 2017. Chaque 
Débenture convertible peut être convertie en actions ordinaires de la Société au gré du porteur en tout temps avant la date la 
plus rapprochée entre le 30 avril 2017 et la date précisée par la Société. Le prix de conversion s’établit à 10,65 $ par action 
ordinaire, soit un taux d’environ 93,8967 actions ordinaires par tranche de 1 000 $ de capital des Débentures convertibles. Les 
porteurs qui convertissent leurs Débentures convertibles auront droit aux intérêts courus et à payer sur celles-ci pour la période 
comprise entre la date du dernier versement d’intérêts sur leurs Débentures convertibles et la date de conversion.

Pour de plus amples renseignements au sujet des Débentures convertibles, veuillez vous reporter au « prospectus simplifié » 
daté du 25 février 2010 accessible sur le site Web d’Innergex à www.innergex.com et sur le site Web SEDAR à www.sedar.com.

Les Débentures convertibles sont subordonnées à tous les autres titres de créance de la Société.

Actions privilégiées
Le 14 septembre 2010, la Société a émis un total de 3 400 000 Actions privilégiées de série A au prix de 25,00 $ par action pour 
un produit brut total de 85,0 M$. Pour la période initiale de cinq ans se terminant le 15 janvier 2016, mais excluant cette date, 
les porteurs d’Actions privilégiées de série A auront le droit de recevoir des dividendes privilégiés au comptant, à taux fixe et 
cumulatifs, selon leur déclaration par le Conseil d’administration. Les dividendes sont payables trimestriellement le 15e jour de 
janvier, avril, juillet et octobre de chaque année à un taux annuel égal à 1,25 $ l’action.

Les Actions privilégiées de série A sont notées P-3 par S&P et Pfd-3 (faible) par DBRS.

Pour de plus amples renseignements au sujet des Actions privilégiées de série A, veuillez vous reporter au « prospectus simplifié » 
daté du 7 septembre 2010 accessible sur le site Web d’Innergex à www.innergex.com et sur le site Web SEDAR à www.sedar.com.

Le 11 décembre 2012, la Société a émis un total de 2 000 000 Actions privilégiées de série C rachetables donnant droit à un 
dividende  à  taux  fixe  cumulatif  au  prix  de  25,00  $  par  action,  pour  un  produit  brut  total  de  50,0  M$.  Les  porteurs  d’Actions 
privilégiées de série C auront le droit de recevoir des dividendes privilégiés au comptant, à taux fixe et cumulatifs, selon leur 
déclaration par le Conseil d’administration. Les dividendes seront payables trimestriellement le 15e jour de janvier, avril, juillet et 
octobre de chaque année à un taux annuel égal à 1,4375 $ l’action. Le dividende initial de 0,4923 $ par action sera payable le 
15 avril 2013.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 26

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

Les Actions privilégiées de série C ne seront pas rachetables par la Société avant le 15 janvier 2018. Elles n'ont pas de date 
d'échéance fixe et ne sont pas rachetables au gré des porteurs.  

Les Actions privilégiées de série C sont notées P-3 par S&P et Pfd-3 (faible) par DBRS.

Pour de plus amples renseignements au sujet des Actions privilégiées de série C, veuillez vous reporter au « prospectus simplifié » 
daté du 4 décembre 2012 accessible sur le site Web d’Innergex à www.innergex.com et sur le site Web SEDAR à www.sedar.com.

Instruments financiers dérivés et gestion des risques
La Société utilise des instruments financiers dérivés pour gérer son exposition au risque d’augmentation des taux d’intérêt sur 
le financement par emprunt et au risque d'augmentation du taux de change sur ses achats de matériel. Bien que ces Dérivés 
fassent l’objet d’ententes conclues avec d’importantes institutions financières cotées BBB ou mieux par S&P, l'évolution de la 
situation économique pourrait avoir des effets sur certaines contreparties de la Société. La Société considère néanmoins le risque 
d’illiquidité comme étant faible, l’évaluation actuelle des swaps de taux d’intérêt se traduisant par des montants traités comme 
des passifs d’Innergex dus aux contreparties. Les contrats de change à terme sont traités comme des actifs d'Innergex. 

Lorsqu’une dette à long terme de la Société est à taux variable, Innergex a recours à des contrats à terme sur obligations et des 
swaps de taux d’intérêt. Dans le cas d'achats de matériel dans une devise autre que le dollar canadien, la Société a recours à 
des contrats de change à terme. Ces mesures protègent le rendement économique de l’Installation en exploitation ou du Projet 
en développement connexe. La Société ne prévoit pas régler ses Dérivés avant leur échéance et ne détient ni n’émet de Dérivés 
à des fins de spéculation. La Société n’utilise pas la comptabilité de couverture pour ses Dérivés.

Pris collectivement, les contrats à terme sur obligations et les swaps présentés dans le tableau ci-dessous permettent à la Société 
d’éliminer  le  risque  d’une  hausse  des  taux  d’intérêt  sur  la  dette  à  long  terme  réelle  et  prévue  (514,3  M$  et  $52,5  M$, 
respectivement). Au 31 décembre 2012, les swaps de taux d’intérêt liés à l’encours des dettes, combinés aux emprunts à taux 
fixe de 532,5 M$ et au montant de 79,7M$ au titre des débentures convertibles, signifient que 95 % de l'encours de la dette de 
la Société est protégé contre les hausses de taux d'intérêt.  

Échéance

Options 
de 
résiliation 
anticipée 31 décembre 2012 31 décembre 2011

Contrats à terme sur obligations aux taux de 2,00 % à    

2,88 %

Swaps de taux d'intérêt aux taux de 3,96 % à 4,09 %

Swap de taux d'intérêt au taux de 4,27 %

Swap de taux d'intérêt au taux de 4,41 %

Swap de taux d'intérêt au taux de 4,27 %

Swap de taux d'intérêt aux taux de 4,83 % à 4,93 %, amorti

Swap de taux d'intérêt aux taux de 3,35 % à 3,45 %, amorti

Swap de taux d'intérêt aux taux de 3,74 % à 3,85 %, amorti

Swap de taux d'intérêt au taux de 4,22 %, amorti

Swap de taux d'intérêt au taux de 4,25 %, amorti

Swap de taux d'intérêt aux taux de 3,98 % à 4,11 %, amorti

Swaps de taux d'intérêt aux taux de 4,61 % à 4,70 %, amorti

Swap de taux d'intérêt au taux de 2,85 %, amorti

2013

2015

2016

2018

2018

2026

2027

2030

2030

2031

2034

2035

2041

aucune

aucune

aucune

2013

2013

aucune

2013

aucune

2016

2016

aucune

2025

2016

52 500

15 000

3 000

30 000

52 600

43 514

42 792

101 780

30 021

47 323

23 392

105 031

19 853

566 806

137 500

15 000

3 000

30 000

52 600

45 705

45 605

101 996

31 690

49 940

23 885

107 111

20 100

664 132

Au 31 décembre 2012, les contrats de change à terme permettent à la Société d'éliminer le risque d'une appréciation de l'euro 
par rapport au dollar canadien sur les achats de matériel liés au projet Viger-Denonville pour un montant total de 6,8 M€. Les 
contrats de change à terme viennent à échéance en 2013.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 27

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

Les  Dérivés  avaient  une  valeur  négative  nette  de  81,5  M$  au  31  décembre  2012  (valeur  négative  de  91,4  M$  au                    
31 décembre 2011). Cette variation favorable est principalement attribuable au règlement des contrats à terme sur obligations 
de Kwoiek Creek et à l'augmentation des taux d'intérêt de référence depuis la fin de 2011. L'incidence estimée d'une hausse de 
0,1 % des taux d'intérêt correspondrait à une diminution de 5,4 M$ du passif lié aux contrats à terme sur obligations et aux swaps 
de taux d'intérêt. En revanche, une diminution de 0,1 % des taux d'intérêt correspondrait à une augmentation de 5,5 M$ du passif 
lié aux contrats à terme sur obligations et aux swaps de taux d'intérêt. L'incidence estimée d'une hausse de la valeur du dollar 
canadien de 0,01 $ par rapport à 1,00 € serait une augmentation des actifs liés aux contrats de change à terme de 0,1 M$. Par 
ailleurs, une diminution de la valeur du dollar canadien de 0,01 $ par rapport à 1,00 € correspondrait à une diminution des actifs 
liés aux contrats de change à terme de  0,1 M$. 

Des options de résiliation anticipée sont intégrées à certains swaps de taux d’intérêt. Ces options ne peuvent être exercées qu’à 
la date d’échéance du prêt sous-jacent. L’exercice de telles options pourrait exposer la Société à un risque de liquidité. Si une 
option de résiliation anticipée devait être exercée, la perte réalisée présumée serait contrebalancée par les économies réalisées 
sur les frais d’intérêts futurs, puisqu’une valeur négative d’un swap découlerait d’un environnement où les taux d’intérêt seraient 
plus faibles que celui qui est incorporé au swap.

La Société a comptabilisé les Dérivés selon une évaluation à la valeur de marché ajustée en fonction de la qualité du crédit 
estimée qui est déterminée en majorant les taux d'actualisation basés sur les swaps ou les contrats de change à terme utilisés 
pour calculer l'évaluation à la valeur de marché estimée selon une prime de crédit spécifique à chaque Dérivé selon leur échéance 
et  la  contrepartie.  Pour  les  Dérivés  qu’Innergex  comptabilise  à  l’actif  (soit  les  Dérivés  pour  lesquels  les  contreparties  sont 
redevables à Innergex), la prime de crédit de la contrepartie bancaire a été ajoutée au taux d’actualisation basé sur les taux des 
swaps ou des contrats de change à terme pour déterminer la valeur ajustée en fonction de la qualité du crédit estimée. Pour les 
Dérivés comptabilisés au passif (les Dérivés pour lesquels Innergex est redevable aux contreparties), la prime de crédit d’Innergex 
a été ajoutée au taux d’actualisation basé sur les taux des swaps ou des contrats de change à terme. Au 31 décembre 2012, 
tous les contrats à terme sur obligations et les swaps de taux d'intérêt étaient comptabilisés au passif et des primes de crédit de 
0,06 % à 3,11 % ont été ajoutées aux taux d'actualisation. Tous les contrats de change à terme ont été comptabilisés à l'actif et 
des primes de crédit pouvant atteindre 0,01 % ont été ajoutées aux taux d'actualisation. Les valeurs ajustées en fonction de la 
qualité du crédit estimées des Dérivés sont soumises aux variations des primes de crédit d’Innergex et de ses contreparties.

Au 31 décembre 2012, la juste valeur marchande des instruments financiers dérivés relatifs à certains CAÉ conclus avec Hydro-
Québec était positive à 8,4 M$ (10,0 M$ au 31 décembre 2011). Ces instruments représentent la valeur attribuée aux clauses 
d’inflation minimum de 3 % par année incluses dans ces contrats.

Impôt différé
L’incidence fiscale des écarts temporaires peut mener à des actifs ou passifs d’impôt différé. Au 31 décembre 2012, le passif net 
d'impôt  différé  de  la  Société  se  chiffrait  à  133,4  M$,  comparativement  à  un  passif  net  d'impôt  différé  de  116,0  M$  au                    
31 décembre 2011. Cette augmentation découle principalement des acquisitions d'entreprises, du reclassement d'actifs d'impôt 
différé en passifs d'impôt différé par suite d'une réorganisation et du bénéfice avant impôt comptabilisé pour l'exercice clos le       
31 décembre 2012.

Arrangements hors bilan 
Au 31 décembre 2012, la Société avait émis des lettres de crédit pour un montant total de 33,1 M$ afin de s’acquitter de ses 
obligations au titre des divers CAÉ et d’autres ententes. De ce montant, 21,1 M$ ont été émis en vertu de sa facilité à terme de 
crédit rotatif et le reste, en vertu des facilités de crédit sans recours pour les projets. À cette date, Innergex a également émis 
des garanties de société pour un montant total de 44,8 M$ en vue de soutenir la construction des parcs éoliens Gros-Morne et 
Viger-Denonville, la performance des centrales hydroélectriques Brown Lake et Miller Creek et certains contrats à terme sur 
obligations.  

Capitaux propres 
Au 31 décembre 2012, les capitaux propres de la Société totalisaient 687,9 M$, y compris des participations ne donnant pas le 
contrôle de 107,6 M$, comparativement à 579,1 M$, y compris des participations ne donnant pas le contrôle de 114,4 M$, au 
31 décembre 2011. L'augmentation du total des capitaux propres découle essentiellement du capital-actions émis, contrebalancé 
partiellement par les dividendes déclarés. 

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 28

 
 
 
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

Obligations contractuelles

en date du 31 décembre 2012

Total

Moins de 1 an

1 à 3 ans

4 à 5 ans

Plus de 5 ans

Dette à long terme, y compris les débentures 

convertibles

Intérêts sur la dette à long terme et les 

débentures convertibles

Autres
Obligations d'achat (contractuelles)1

Total des obligations contractuelles

1 410 043

65 331

70 556

378 591

895 565

989 499

20 725

111 881

69 956

1 745

80 056

132 891

110 486

676 165

3 507

8 348

2 709

5 760

12 765

17 717

2 532 148

217 088

215 302

497 546

1 602 212

1. Les obligations d’achat proviennent principalement des ententes d’approvisionnement de turbines et de contrats d’ingénierie, 

d’approvisionnement et de construction.

Éventualités
Cloudworks
L’acquisition de Cloudworks prévoit le paiement potentiel de montants supplémentaires aux vendeurs pendant une période de 
plus  de  40  ans  comprise  entre  le  4  avril  2011  et  le  40e anniversaire  de  la  mise  en  service  commercial  du  dernier  projet  en 
développement (ou le 4 avril 2061, si cette date est antérieure). Les paiements reportés visent un partage éventuel de la valeur 
créée si les Centrales en exploitation de Harrison et les Projets en développement atteignent des résultats supérieurs aux attentes 
de la Société, et si des Projets potentiels se développent.

Le montant total maximum de l’ensemble des paiements reportés aux termes de l’Acquisition de Cloudworks ne peut être supérieur 
à la valeur actualisée de 35 M$. Afin d’appliquer ce paiement total maximum, le montant de tout paiement reporté versé est 
actualisé en utilisant un taux d’actualisation annuel convenu mutuellement. La Société a le droit, en tout temps au cours de la 
période de cinq ans après le 4 avril 2011, de mettre fin à toutes ses obligations de verser des paiements reportés en effectuant 
un paiement unique correspondant à l’excédent du montant total maximum des paiements reportés (35 M$) sur la valeur actualisée 
de tout paiement reporté (actualisé en appliquant un taux d’actualisation annuel convenu) versé avant l’exercice de ce droit par 
la Société.

Stardale
Relativement à l’acquisition du projet Stardale, la Société a convenu de verser des contreparties éventuelles tenant compte 
d’événements futurs pendant une période de trois ans après le 20 avril 2011. Ces contreparties éventuelles prévoient le partage 
potentiel de la valeur créée si Stardale obtient un rendement supérieur aux attentes initiales convenues entre la Société et le 
vendeur à la date d’acquisition.

INFORMATION SECTORIELLE
Secteurs géographiques
Au 31 décembre 2012, la Société exploitait 21 centrales hydroélectriques, cinq parcs éoliens et un parc solaire au Canada et 
une centrale hydroélectrique aux États-Unis. Pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, la centrale hydroélectrique Horseshoe 
Bend située aux États-Unis a généré des produits opérationnels de 3,4 M$ (2,7 M$ en 2011), ce qui représente des apports 
de 2% (idem en 2011) aux produits opérationnels de la Société pour cet exercice. 

Secteurs opérationnels
Au 31 décembre 2012, la Société comptait quatre secteurs opérationnels : la production hydroélectrique, la production éolienne, 
la production solaire et l'aménagement des emplacements.

La Société, par l’entremise des secteurs de la production hydroélectrique, de la production éolienne et de la production solaire, 
vend l’électricité produite par ses installations hydroélectriques, éoliennes et solaires à des sociétés de services publics. Par 
l’entremise du secteur de l’aménagement des emplacements, Innergex analyse les emplacements potentiels et aménage les 
installations hydroélectriques, éoliennes et solaires jusqu’au stade de la mise en service.

Les méthodes comptables relatives à ces secteurs sont les mêmes que celles qui sont décrites à la rubrique « Principales 
méthodes comptables » des états financiers consolidés audités de la Société pour l’exercice clos le 31 décembre 2012. La 
Société évalue le rendement en fonction du BAIIA ajusté et comptabilise les ventes intersectorielles et les ventes au titre de 
la  gestion  au  coût.  Les  cessions  d'actifs  du  secteur  de  l'aménagement  des  emplacements  à  ceux  de  la  production 
hydroélectrique, de la production éolienne ou de la production solaire sont comptabilisées au coût.

Les secteurs opérationnels de la Société exercent leurs activités en faisant appel à différentes équipes, car chaque secteur 
nécessite des compétences distinctes.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 29

 
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

Production 
hydroélectrique

Production 
éolienne

Production 
solaire

Aménagement 
des 
emplacements

Total

Exercice clos le 31 décembre 2012

Production (GWh)
Produits opérationnels
Charges :

Charges opérationnelles
Frais généraux et administratifs
Charges liées aux projets potentiels

BAIIA ajusté

Exercice clos le 31 décembre 2011

Production (GWh)
Produits opérationnels
Charges :

1 579 222
123 626

535 854
45 558

20 640
5 451
—
97 535

7 960
2 252
—
35 346

1 552 846
117 342

352 580
30 918

Charges opérationnelles
Frais généraux et administratifs
Charges liées aux projets potentiels

BAIIA ajusté

18 174
4 297
—
94 871

6 052
1 987
—
22 879

33 374
11 676

533
278
—
10 865

—
—

—
—
—
—

—
—

2 148 450
180 860

—
1 751
4 412
(6 163)

29 133
9 732
4 412
137 583

—
—

1 905 426
148 260

—
4 081
2 473
(6 554)

24 226
10 365
2 473
111 196

Au 31 décembre 2012

Goodwill
Total de l'actif
Total du passif

Acquisitions d'immobilisations 
corporelles durant l'exercice

Au 31 décembre 2011

Goodwill
Total de l'actif
Total du passif

Acquisitions d'immobilisations 
corporelles durant l'exercice

Production 
hydroélectrique

Production 
éolienne

Production 
solaire

Aménagement 
des 
emplacements

Total

8 269
1 322 173
836 859

—
423 634
383 435

—
139 222
144 555

—
438 924
271 172

8 269
2 323 953
1 636 021

612

3 682

153

169 449

173 896

8 269
1 310 207
838 575

—
387 099
324 270

1 305

484

—
—
—

—

—
336 103
291 448

8 269
2 033 409
1 454 293

192 396

194 185

Secteur de la production hydroélectrique
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, ce secteur a produit 2 % de moins d'électricité que la PMLT, ce qui a donné lieu à 
des produits opérationnels de 123,6 M$. Le niveau de production pour l'exercice clos le 31 décembre 2012 est principalement 
attribuable aux débits d'eau inférieurs aux prévisions au premier et au quatrième trimestres de 2012 pour les installations du 
secteur situées en Colombie-Britannique et au troisième trimestre de 2012 pour celles situées en Ontario et au Québec.  

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2011, le secteur de la production hydroélectrique avait produit 3 % de plus d'électricité 
que la PMLT, en raison de conditions hydrologiques meilleures que prévu pour la plupart des installations de ce secteur, ce 
qui avait donné lieu à des produits opérationnels de 117,3 M$. 

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 30

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, un accroissement des produits opérationnels aux États-Unis (0,6 M$), les produits 
opérationnels  supplémentaires  tirés  de  l'acquisition  des  centrales  Brown  Lake  et  Miller  Creek  (1,0  M$)  et  les  produits 
opérationnels dégagés par les Centrales en exploitation de Harrison (5,2 M$) au premier trimestre de 2012, comparativement 
à néant pour l'exercice correspondant en 2011, se sont traduits par une augmentation des produits opérationnels, partiellement 
contrebalancée par une baisse de la production en Colombie-Britannique, en Ontario et au Québec. 

L'actif total a augmenté depuis le 31 décembre 2011, en raison principalement de l'acquisition des centrales hydroélectriques 
Brown  Lake  et  Miller  Creek,  partiellement  contrebalancée  par  l'amortissement  des  immobilisations  corporelles  et  des 
immobilisations incorporelles.

Le passif total a diminué depuis le 31 décembre 2011, en raison principalement du remboursement prévu de la dette à long 
terme,  partiellement  contrebalancé  par  une  augmentation  du  passif  d'impôt  différé  lié  à  l'acquisition  des  centrales 
hydroélectriques Brown Lake et Miller Creek.  

Secteur de la production éolienne
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, le secteur de la production éolienne a produit 6 % de moins que la PMLT, ce qui a 
donné lieu à des produits opérationnels de 45,6 M$. Ce niveau de production inférieur est attribuable principalement à la 
période de 42 jours pendant laquelle la production au parc éolien Gros-Morne Phase I a été interrompue et au régime de vent 
inférieur pour tous les parcs éoliens, à l'exception de Montagne Sèche. 

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2011, le secteur de la production éolienne avait produit 7 % de moins d'électricité que la 
PMLT, en raison du régime de vent inférieur aux prévisions à tous les parcs éoliens, ce qui avait donné lieu à des produits 
opérationnels de 30,9 M$. L'écart au chapitre des produits opérationnels est lié principalement aux parcs éoliens Montagne 
Sèche et Gros-Morne qui ont dégagé des apports de 15,7 M$ pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, comparativement à 
néant pour l'exercice correspondant en 2011. Ces apports ont été partiellement contrebalancés par une baisse de la production 
aux parcs éoliens Carleton et l'Anse-à-Valleau.

Le total de l'actif a augmenté depuis le 31 décembre 2011, en raison principalement de Gros-Morne, contrebalancé partiellement 
par l’amortissement des immobilisations corporelles et des immobilisations incorporelles.

Le total du passif a augmenté depuis le 31 décembre 2011, en raison principalement du transfert de la dette à long terme de 
Gros-Morne II, contrebalancé partiellement par le remboursement prévu de la dette à long terme. 

Secteur de la production solaire
Ce nouveau secteur a été ajouté après la mise en service commercial du parc solaire Stardale le 15 mai 2012. Pour l'exercice 
clos le 31 décembre 2012, le secteur de la production solaire a produit 6 % de plus d'électricité que prévu, ce qui a donné lieu 
à des produits opérationnels de 11,7 M$. 

Secteur de l'aménagement d'emplacements 
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, la priorité accrue aux Projets potentiels explique essentiellement la hausse des 
charges liées aux projets potentiels par rapport au même exercice en 2011. Cet élément est également à l'origine de la diminution 
des frais généraux et administratifs par rapport au même exercice en 2011. 

L'augmentation  du  total  de  l'actif  depuis  le  31  décembre  2011  découle  principalement  des  Projets  en  développement, 
particulièrement Kwoiek Creek et Northwest Stave River, partiellement contrebalancés par le transfert des actifs de Stardale 
au secteur de la production solaire.

La diminution du total du passif depuis le 31 décembre 2011 est principalement attribuable au transfert des dettes à long terme 
de Stardale et Gros-Morne II et au produit net de l'émission d'actions, dont une partie a servi à réduire les prélèvements de la 
facilité à terme de crédit rotatif,  partiellement contrebalancés par les Projets en développement, particulièrement Kwoiek Creek 
et Northwest Stave River.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 31

 
 
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

PRINCIPALES CONVENTIONS COMPTABLES
La préparation d’états financiers conformes aux IFRS exige que la direction fasse des estimations et formule des hypothèses. 
Ces estimations et ces hypothèses ont une incidence sur les actifs et les passifs présentés, sur la présentation des actifs et 
des passifs éventuels à la date des états financiers de même que sur les montants comptabilisés à l’égard des produits et des 
charges au cours de la période concernée. Les résultats réels pourraient différer de ces estimations. Au cours de l'exercice 
considéré, la direction a fait un certain nombre d’estimations et formulé des hypothèses portant principalement sur le calcul 
de la juste valeur des actifs acquis et des passifs repris dans les acquisitions d’entreprises, la dépréciation d’actifs, les durées 
d’utilité et le caractère recouvrable des immobilisations corporelles et incorporelles, l’impôt différé de même que sur la juste 
valeur des actifs et des passifs financiers, y compris les instruments financiers dérivés. Ces estimations et ces hypothèses se 
fondent sur les conditions de marché actuelles, sur la ligne de conduite que la direction prévoit d’adopter, de même que sur 
des  hypothèses  concernant  les  activités  et  les  conditions  économiques  à  venir.  Les  montants  inscrits  pourraient  varier 
considérablement dans la mesure où les hypothèses et les estimations devaient changer. Ces estimations font l’objet d’une 
révision périodique. Si des ajustements s’avèrent nécessaires, ceux-ci sont constatés dans les résultats de l'exercice au cours 
duquel ils sont effectués. D’autres conventions comptables importantes sont décrites à la note 3 des états financiers consolidés 
audités de la Société pour l'exercice clos le 31 décembre 2012. 

MODIFICATIONS DE MÉTHODES COMPTABLES
MODIFICATIONS DES IFRS AYANT UNE INCIDENCE SUR LA PRÉSENTATION ET LES INFORMATIONS À FOURNIR 
SEULEMENT
IAS 1 – Présentation des autres éléments du résultat global
L’International Accounting Standards Board (l’« IASB ») a publié des modifications à IAS 1, Présentation des états financiers, 
afin de séparer les autres éléments du résultat global qui sont reclassés dans le résultat de ceux qui ne le sont pas.

Le 16 juin 2011, l’IASB a publié des modifications à IAS 1, Présentation des états financiers, exigeant que les entités regroupent 
séparément les autres éléments du résultat global susceptibles d’être reclassés dans la section du résultat net du compte de 
résultat  de  ceux  qui  ne  le  seront  pas.  Ces  modifications  confirment  également  les  exigences  actuelles  qui  requièrent  la 
présentation du résultat net et des autres éléments du résultat global dans un état unique ou dans deux états consécutifs. Ces 
modifications entreront en vigueur pour les exercices ouverts à compter du 1er juillet 2012.

En mai 2012, l’IASB a publié d’autres modifications à IAS 1, Présentation des états financiers, lesquelles entrent en vigueur 
pour les exercices ouverts à compter du 1er janvier 2013. L’adoption anticipée de ces modifications est permise. En vertu 
d’IAS 1, une entité qui change ses méthodes comptables de façon rétrospective ou qui effectue un retraitement rétrospectif 
ou un reclassement doit présenter un état de la situation financière arrêté au début de la période précédente. Les modifications 
d’IAS 1  précisent  qu’une  entité  doit  présenter  un  troisième  état  de  la  situation  financière  seulement  lorsque  l’application 
rétrospective, le retraitement rétrospectif ou le reclassement a une incidence significative sur l’information contenue dans le 
troisième état de la situation financière, et que la présentation de notes annexes dans le troisième état de la situation financière 
n’est pas nécessaire.

La Société a évalué cette norme et a déterminé qu’elle n’aura aucune incidence sur le résultat de ses activités ni sur sa situation 
financière.

IFRS NOUVELLES ET RÉVISÉES, PUBLIÉES MAIS NON ENCORE ENTRÉES EN VIGUEUR
IFRS 9 – Instruments financiers
Dans  le  cadre  du  projet  de  remplacement  d’IAS 39,  Instruments  financiers :  Comptabilisation  et  évaluation,  cette  norme 
conserve mais simplifie le modèle d’évaluation mixte et définit deux catégories d’évaluation principales pour les actifs financiers. 
Plus précisément, la norme :

• 
• 
• 

• 

traite du classement et de l’évaluation des actifs financiers;
établit deux catégories d’évaluation principales pour les actifs financiers : le coût amorti et la juste valeur;
établit que le classement dépend du modèle d’affaires de l’entité et des caractéristiques contractuelles des flux de 
trésorerie liés à l’actif financier;
élimine les catégories actuelles : détenus jusqu’à l’échéance, disponibles à la vente et prêts et créances.

Certaines modifications ont également été apportées en ce qui a trait à l’option de la juste valeur pour les passifs financiers et 
à la comptabilisation de certains dérivés liés à des instruments de capitaux propres non cotés.

La norme entrera en vigueur pour les exercices ouverts à compter du 1er janvier 2015, et l’adoption anticipée est permise. La 
Société évalue actuellement l’incidence que pourrait avoir cette norme sur le résultat de ses activités et sur sa situation financière.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 32

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

IFRS 10 – États financiers consolidés
L’IASB  a  publié  IFRS 10,  qui  fournit  des  directives  supplémentaires  pour  déterminer  si  une  entreprise  détenue  doit  être 
consolidée. Les directives s’appliquent à toutes les entreprises détenues, y compris les entités ad hoc. 

La norme doit être adoptée pour les périodes ouvertes à compter du 1er janvier 2013. La Société a évalué cette norme et a 
déterminé qu’elle n’a aucune incidence sur le résultat de ses activités ni sur sa situation financière.

IFRS 11 – Partenariats
IFRS 11 porte sur le classement d’un partenariat sur lequel deux parties ou plus exercent un contrôle conjoint. Selon IFRS 11, 
le  classement  d’un  partenariat  à  titre  d’entreprise  commune  ou  de  coentreprise  est  effectué  en  fonction  des  droits  et  des 
obligations des parties à l’entreprise. Par ailleurs, selon les dispositions d’IFRS 11, les coentreprises doivent être comptabilisées 
suivant la méthode de la mise en équivalence, tandis que les entités contrôlées conjointement peuvent être comptabilisées 
suivant la méthode de la mise en équivalence ou la méthode de la consolidation proportionnelle.

Plusieurs participations dans des entreprises associées et des coentreprises sont consolidées dans la Société selon les IFRS. 
Ces participations sont soit consolidées en totalité, soit consolidées proportionnellement. Selon la norme révisée IFRS 11, 
certaines de ces participations pourraient devoir être comptabilisées dans les états consolidés de la situation financière comme 
des participations dont les résultats seraient inscrits comme quote-part du bénéfice net d’une coentreprise ou d’une entreprise 
détenue. 

La date d’entrée en vigueur de la norme révisée est le 1er janvier 2013. La Société a évalué cette norme et a déterminé que 
l’application d’IFRS 11 se traduira par un changement de la méthode de comptabilisation des coentreprises, lesquelles seront 
comptabilisées au moyen de la méthode de la mise en équivalence. Par conséquent, les soldes correspondant à chaque poste 
des états consolidés de la situation financière et des comptes consolidés de résultat devraient être sensiblement différents.

IFRS 12 – Informations à fournir sur les participations dans les autres entités
L’IASB a publié IFRS 12, qui regroupe et modifie les obligations en matière d’informations à fournir qui sont comprises dans 
d’autres  normes.  La  norme  exige  qu’une  entreprise  fournisse  des  informations  sur  ses  filiales,  ses  accords  conjoints,  ses 
entreprises associées et ses entités structurées non consolidées. 

La norme doit être adoptée pour les périodes ouvertes à compter du 1er janvier 2013. La Société a évalué cette norme et a 
déterminé qu’elle occasionnera une présentation d’informations plus détaillées, mais qu’elle n’aura aucune incidence sur les 
montants présentés dans les états financiers.

IFRS 13 – Évaluation à la juste valeur
L’IASB a publié IFRS 13, qui vise à fournir des directives détaillées pour les cas où les normes IFRS exigent que la juste valeur 
soit utilisée. La norme donne des directives sur l’évaluation de la juste valeur et impose des informations à fournir sur ces 
évaluations. 

La norme doit être adoptée pour les périodes ouvertes à compter du 1er janvier 2013. La Société a évalué cette norme et a 
déterminé qu’elle ne devrait avoir aucune incidence sur le résultat de ses activités ni sur sa situation financière.

IAS 28 (2011) - Participations dans des entreprises associées et des coentreprises
En 2011, IAS 28 a été modifiée. La norme modifiée prévoit la comptabilisation des participations dans des entreprises associées 
et  explique  l’application  de  la  méthode  de  la  mise  en  équivalence  lors  de  la  comptabilisation  des  participations  dans  des 
entreprises associées et des coentreprises. IAS 28 prend effet pour les exercices ouverts à compter du 1er janvier 2013. La 
Société a évalué l’incidence de la modification apportée à IAS 28 et a conclu qu’elle se traduira par un changement de méthode 
de comptabilisation pour les coentreprises Umbata Falls, L.P. et Viger-Denonville, S.E.C. qui devront être comptabilisées suivant 
la méthode de la mise en équivalence.

RISQUES ET INCERTITUDES
La Société est exposée à divers risques d’entreprise et incertitudes et elle a décrit ci-dessous ceux qu’elle considère comme
importants. D’autres risques et incertitudes sont présentés à la rubrique « Facteurs de risque » de la notice annuelle de la 
Société  pour  l’exercice  clos  le  31  décembre  2012.  Toutefois,  des  risques  et  des  incertitudes  supplémentaires  qui  sont 
actuellement  inconnus  de  la  Société,  ou  qu’elle  considère  comme  peu  importants,  pourraient  aussi  avoir  une  incidence 
défavorable sur les activités de la Société.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 33

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

Mise en oeuvre de la stratégie 
La stratégie de la Société visant à créer de la valeur pour ses actionnaires consiste: i) à acquérir ou à créer des installations 
de production d’énergie renouvelable de grande qualité qui génèrent des flux de trésorerie constants et un rendement`élevé 
sur le capital investi et ii) à distribuer un dividende stable. Toutefois, rien ne garantit que la société soit en mesure d’acquérir 
ou de créer des installations de production d’énergie de haute qualité à des prix attrayants pour poursuivre sa croissance.

La mise en oeuvre d’une stratégie de placement réussie fondée sur la valeur exige une appréciation commerciale prudente,
doit être réalisée au moment opportun, et requiert également les ressources nécessaires pour effectuer le développement 
d’installations de production d’énergie. La Société peut sous-estimer les coûts liés au développement des installations de 
production d’énergie jusqu’à leur mise en service commerciale ou peut être incapable d’intégrer de façon efficace et en temps 
opportun les nouvelles acquisitions dans ses activités existantes.

Ressources en capital
Le développement futur et la construction de nouvelles installations ainsi que la croissance des Projets en développement et 
des Projets potentiels et les autres dépenses en immobilisations seront financés au moyen des flux de trésorerie générés par 
les activités de la Société, d’emprunts ou de ventes d’actions supplémentaires. Si les sources de capitaux externes, y compris 
l’émission de titres additionnels de la Société, deviennent limitées ou non disponibles, la capacité de la Société d’effectuer les 
investissements  nécessaires  afin  de  construire  de  nouvelles  installations  ou  d’entretenir  des  installations  existantes  et  de 
continuer  à  exercer  ses  activités  serait  compromise.  Il  n’existe  aucune  garantie  que  des  capitaux  suffisants  pourront  être 
obtenus à des conditions acceptables pour le financement du développement ou de l’expansion. Un très grand nombre de 
projets d’énergie renouvelable seront réalisés au cours des prochaines années, ce qui aura des répercussions sur la disponibilité 
des capitaux. De plus, le versement de dividendes pourrait nuire à la capacité de la Société de financer ses projets en cours 
et futurs.

Les  efforts  de  mobilisation  de  capitaux  de  la  Société  pourraient  comprendre  l’émission  et  la  vente  d’actions  ordinaires 
supplémentaires, ou de titres d’emprunt convertibles en actions ordinaires, lesquels pourraient, selon le prix auquel ils sont 
émis ou convertis, avoir un effet dilutif important pour les détenteurs des actions ordinaires de la Société et une incidence 
négative sur le cours des actions ordinaires de la Société.

Instruments financiers dérivés
Les instruments financiers dérivés sont conclus avec d’importantes institutions financières et leur efficacité dépend du rendement 
de ces institutions. Le défaut par l’une d’elles de remplir ses obligations pourrait comporter un risque de liquidité. Les risques 
de liquidités relatifs aux instruments financiers dérivés incluent aussi le règlement des contrats à terme sur obligations à leur 
date  d’échéance  et  l’option  de  résiliation  anticipée  comprise  dans  certains  swaps  de  taux  d’intérêt.  La  Société  utilise  les 
instruments financiers dérivés pour gérer son exposition aux risques de fluctuation de taux d’intérêt sur son financement par 
emprunt. La Société ne détient ni n’émet d’instruments financiers à des fins spéculatives.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 34

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

Régime hydrologique, éolien et solaire
La quantité d’énergie produite par les centrales hydroélectriques de la Société est tributaire des débits d’eau. Il n’y a aucune
certitude que la disponibilité à long terme de ces ressources demeurera inchangée. Les produits opérationnels de la Société
pourraient être grandement touchés par des événements affectant les conditions hydrologiques des centrales hydroélectriques 
de la Société, notamment les débits faibles ou élevés des cours d’eau sur lesquels les centrales hydroélectriques de la Société 
sont situées. En cas d’inondations graves, les centrales hydroélectriques de la Société pourraient être endommagées. Par 
ailleurs,  la  quantité  d’énergie  produite  par  les  parcs  éoliens  de  la  Société  sera  tributaire  du  vent,  qui  varie  naturellement. 
L’augmentation ou la diminution du vent à l’un des parcs éoliens au cours d’une période prolongée peut entraîner une réduction 
de la production de ce parc ainsi que des produits d’exploitation et de la rentabilité de la Société. Finalement, la quantité 
d’énergie devant être produite par les projets d’énergie solaire de la Société sera tributaire de la disponibilité du rayonnement 
solaire, qui varie naturellement. Une réduction ou une augmentation de la quantité de rayonnement solaire à l’emplacement 
d’un des projets de parc solaire au cours d’une période prolongée peut entraîner une réduction de la production de ces centrales 
ainsi que des produits opérationnels et de la rentabilité de la Société.

Dépassement des coûts de construction et conception
Des retards et des dépassements de coûts peuvent survenir lors de la construction des Projets en développement, des Projets 
potentiels et des projets futurs que la Société entreprendra. Certains facteurs peuvent causer ces retards ou dépassements 
de coûts, notamment des retards dans l’obtention des permis, la montée des prix dans le secteur de la construction, des 
modifications  des  exigences  d’ingénierie  et  de  conception,  le  rendement  des  entrepreneurs,  des  conflits  de  travail,  des 
intempéries et la disponibilité du financement. Même une fois achevée, une installation peut ne pas fonctionner comme prévu 
en raison de défauts de conception ou de fabrication, qui pourraient ne pas tous être couverts par une garantie. Un problème 
mécanique pourrait également se produire dans de l’équipement après l’expiration de la période de garantie, ce qui entraînerait 
une perte de production ainsi que des coûts de réparation. De plus, si les Projets en développement ne sont pas mis en service 
commercial dans les délais prescrits dans leur CAÉ respectif, la Société pourrait être tenue de payer une pénalité ou encore 
la contrepartie pourrait avoir le droit de mettre fin au CAÉ concerné.

Risques liés à la santé, à la sécurité et à l’environnement
La propriété et l’exploitation d’actifs de production d’énergie de la Société comportent un risque inhérent de responsabilité lié 
à la santé et à la sécurité des travailleurs et à l’environnement, y compris le risque d’ordonnances imposées par le gouvernement 
afin de remédier à des conditions dangereuses ou de prendre des mesures correctives ou d’autres mesures relativement à la 
contamination de l’environnement, à des pénalités éventuelles pour avoir contrevenu aux lois, aux licences, aux permis et aux 
autres autorisations en matière de santé, de sécurité et d’environnement et à une responsabilité civile éventuelle. La conformité 
aux lois en matière de santé, de sécurité et d’environnement (et les modifications futures de celles-ci) et aux exigences des 
licences, des permis et des autres autorisations demeurera importante pour les activités de la Société. La Société a engagé 
et continuera d’engager d’importantes dépenses en immobilisations et des dépenses d’exploitation afin de se conformer aux 
lois en matière de santé, de sécurité et d’environnement et d’obtenir des licences, des permis et d’autres autorisations, et de 
s’y  conformer,  et  d’évaluer  et  de  gérer  son  risque  de  responsabilité  éventuelle.  Néanmoins,  il  est  possible  que  la  Société 
devienne assujettie à des ordonnances gouvernementales, à des enquêtes, à des demandes de renseignements ou à d’autres 
instances (y compris des poursuites civiles) concernant des questions touchant la santé, la sécurité et l’environnement. Si l’un 
de  ces  événements  survenait  ou  s’il  y  avait  des  modifications  ou  des  ajouts  aux  lois  en  matière  de  santé,  de  sécurité  et 
d’environnement, aux licences, aux permis ou aux autres autorisations ou une application plus rigoureuse de ceux-ci, cela 
pourrait  avoir  une  incidence  importante  sur  l’exploitation  et  entraîner  des  dépenses  supplémentaires  importantes.  Par 
conséquent, on ne peut garantir que d’autres questions concernant l’environnement et la santé et la sécurité des travailleurs 
ayant trait à des questions actuellement connues ou inconnues n’exigeront pas des dépenses imprévues ou n’entraîneront 
pas  non  plus  des  amendes,  des  pénalités  ou  d’autres  conséquences  (y  compris  des  changements  dans  l’exploitation) 
importantes pour les activités et l’exploitation de la Société.

Développement de nouvelles installations
La Société participe à la construction et au développement de nouvelles installations de production d’énergie. Ces installations 
présentent une plus grande incertitude quant à leur rentabilité future que les installations actuellement en exploitation dont le 
rendement a été prouvé. Dans certains cas, bon nombre de facteurs ayant un effet sur les coûts n’ont pas encore été établis, 
notamment les paiements de redevances sur les terrains, les redevances d’utilisation d’eau ou les taxes municipales. La Société 
est  tenue,  dans  certains  cas,  d’avancer  des  fonds  et  de  déposer  des  cautionnements  d’exécution  dans  le  cours  de 
l’aménagement de ces nouvelles installations. Si certaines de ces installations de production d’énergie ne sont pas réalisées 
ou ne fonctionnent pas conformément aux spécifications, ou si des frais ou des taxes imprévues sont engagés, cela pourrait 
nuire à la Société.

Permis
À l’heure actuelle, la Société ne détient pas toutes les approbations, les licences et les permis nécessaires à la construction 
et  à  l’exploitation  des  Projets  en  développement  ou  des  Projets  potentiels,  y  compris  les  approbations  et  les  permis 
environnementaux nécessaires à la construction et à l’exploitation des Projets en développement ou des Projets potentiels. 

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 35

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

L'incapacité  d'obtenir  les  licences,  les  approbations  ou  les  permis  nécessaires,  y  compris  les  renouvellements  ou  les 
modifications de ceux-ci ou tout retard dans l’obtention de ces licences, approbations ou permis nécessaires, y compris des 
renouvellements ou des modifications de ceux-ci, pourrait entraîner un retard dans la construction des Projets en développement 
ou des Projets potentiels ou faire en sorte que ceux-ci ne soient pas terminés. Rien ne garantit que l’un des Projets potentiels 
résultera en une installation en exploitation.

Les permis environnementaux provinciaux et fédéraux devant être émis relativement à l’un des Projets en développement 
peuvent contenir des conditions qui doivent être remplies avant la construction, au cours de la construction, et pendant et après 
l’exploitation des Projets en développement. Il est impossible de prévoir les conditions imposées par ces permis ou le coût de 
toute mesure d’atténuation exigée par ces permis. 

Rendement des projets et pénalités
La capacité des installations de la Société à produire la quantité maximale d’énergie pouvant être vendue à Hydro-Québec, à 
BC Hydro et à l’OÉO ou à d’autres acheteurs d’électricité aux termes des CAÉ constitue un facteur déterminant des produits 
opérationnels de la Société. Si l’une des installations de la Société produit moins d’électricité que la quantité requise au cours 
d’une année de contrat donnée ou qu’elle est par ailleurs en défaut aux termes de son CAÉ respectif, la Société pourrait devoir 
payer une pénalité à l’acheteur visé. Le paiement de ces pénalités par la Société pourrait réduire ses produits opérationnels 
et sa rentabilité.

Défaillance de l’équipement
Les installations de la Société sont assujetties au risque de défaillance d’équipement attribuable à la détérioration du bien en 
raison notamment de l’usage ou de l’âge, à un défaut caché, à une erreur de conception ou à une erreur de l’exploitant, entre 
autres choses. Si l’équipement d’une installation exige des temps d’arrêt plus longs que prévu pour l’entretien et la réparation, 
ou si la production d’électricité est perturbée pour d’autres motifs, les activités, les résultats opérationnels, la situation financière 
ou les perspectives de la Société pourraient être touchés de manière défavorable.

Taux d’intérêt et risque lié au refinancement
Les  fluctuations  des  taux  d’intérêt  constituent  une  préoccupation  particulièrement  importante  dans  un  secteur  qui  exige 
beaucoup  d’investissements,  comme  le  secteur  de  l’énergie  électrique.  La  Société  est  exposée  aux  risques  liés  aux  taux 
d’intérêt et au refinancement de la dette à l’égard des facilités de crédit bancaire à taux variable utilisées pour les financements 
de construction et à long terme. La capacité de la Société de refinancer à des conditions favorables la dette dépend des 
conditions des marchés des capitaux d’emprunt, qui sont de nature variable et difficiles à prévoir.

Effet de levier financier et clauses restrictives
Les activités de la Société et de ses filiales sont assujetties à certaines restrictions contractuelles contenues dans les documents 
régissant ses dettes actuelles et futures. Le niveau d’endettement de la Société et de ses filiales pourrait avoir d’importantes 
conséquences pour les actionnaires, notamment les suivantes : i) la capacité de la Société et de ses filiales d’obtenir à l’avenir 
un financement supplémentaire pour le fonds de roulement, les dépenses en immobilisations, les acquisitions ou d'autres 
projets en développement pourrait être restreinte; ii) la Société et ses filiales pourraient devoir affecter une partie importante 
des flux de trésorerie qu’elles tireront de leurs activités au paiement du capital et des intérêts sur leur dette, ce qui réduirait 
les fonds disponibles pour leurs activités futures; iii) certains des emprunts de la Société et de ses filiales seront à des taux 
d’intérêt variables, ce qui les exposera au risque de l’augmentation des taux d’intérêt; et iv) la Société et ses filiales pourront 
être plus vulnérables aux ralentissements de l’économie et limitées dans leur capacité à se mesurer à la concurrence.

La Société et ses filiales sont assujetties à des restrictions financières et d’exploitation en raison de clauses restrictives figurant 
dans certains contrats de sûreté et de prêt. Ces clauses restrictives imposent des restrictions ou limitent la capacité de la 
Société et de ses filiales, entre autres, à contracter des dettes supplémentaires, à fournir une garantie relative à la dette, à 
créer des charges, à aliéner des actifs, à effectuer des liquidations, dissolutions, fusions, regroupements ou à mettre en vigueur 
toute restructuration générale ou du capital, à verser des distributions ou à des dividendes, à émettre des titres de participation 
et à créer des filiales. Ces restrictions peuvent limiter la capacité de la Société et de ses filiales à obtenir du financement 
supplémentaire, à résister au fléchissement des activités de la Société et de ses filiales et à tirer profit d’occasions d’affaires. 
De plus, la Société et ses filiales peuvent être tenues d’obtenir un financement par emprunt supplémentaire selon des modalités 
comportant des clauses plus restrictives, exigeant un remboursement anticipé ou imposant d’autres obligations qui limitent la 
capacité de la Société et de ses filiales de faire croître leur entreprise, d’acquérir les actifs nécessaires ou de prendre d’autres 
mesures qui pourraient par ailleurs être considérées comme opportunes ou souhaitables par la Société ou ses filiales.

Déclaration de dividendes à la discrétion du conseil
Les porteurs d’actions ordinaires et d’actions privilégiées de série A et de série C n’ont pas le droit de recevoir de dividendes 
sur  ces  actions  sauf  si  le  conseil  d’administration  en  déclare.  La  déclaration  de  dividendes  est  à  la  discrétion  du  conseil 
d’administration même si la Société dispose de suffisamment de fonds, déduction faite des dettes, pour verser ces dividendes.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 36

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

La Société peut ne pas déclarer ni verser un dividende si elle a des motifs raisonnables de croire i) que la Société ne peut, ou 
ne pourrait de ce fait, acquitter son passif à échéance; ou ii) que la valeur de réalisation de son actif serait, de ce fait, inférieure 
au total de son passif et de son capital déclaré.

Obtention de nouveaux contrats d’achat d’électricité
L’obtention de nouveaux CAÉ, qui constitue une composante clé de la stratégie de croissance de la Société, comporte certains 
risques en raison du milieu concurrentiel auquel la Société est confrontée. La Société s’attend à continuer de conclure des 
CAÉ relativement à la vente de son énergie, contrats qu’elle obtiendra principalement par l’intermédiaire de sa participation à 
des  processus  de  demandes  de  propositions  concurrentiels. Au  cours  de  ces  processus,  la  Société  doit  se  mesurer  aux 
concurrents, en l’occurrence des services publics de grande envergure et de petits producteurs d’énergie indépendants, dont 
certains possèdent des ressources, notamment financières, nettement supérieures à celles de la Société. Rien ne garantit que 
la Société sera choisie dans l’avenir à titre de fournisseur d’énergie à la suite d’une demande de propositions en particulier ou 
que des CAÉ existants seront renouvelés ou le sera moyennant des modalités et des conditions équivalentes à l’expiration de 
leurs durées respectives.

RENSEIGNEMENTS SUPPLÉMENTAIRES ET MISES À JOUR
Des mises à jour et des compléments d’information concernant la Société sont régulièrement disponibles par l’entremise des
communiqués de presse, des états financiers trimestriels et de la notice annuelle que vous trouverez sur le site de la Société
à l’adresse www.innergex.com et sur celui de SEDAR à l’adresse www.sedar.com. L’information postée sur le site Web de la
Société ou qui peut être accessible par ce site Web ne fait pas partie du présent rapport de gestion et n’est pas intégrée aux
présentes par renvoi.

RENSEIGNEMENTS FINANCIERS TRIMESTRIELS

(en millions de dollars, sauf indication contraire)

31 déc. 2012

30 sept. 2012

30 juin 2012

31 mars 2012

Trimestres clos les

Production (MWh)

Produits opérationnels

BAIIA ajusté

Profit net latent (perte nette latente) sur 

instruments financiers dérivés

(Perte nette) bénéfice nette

Résultat net attribuable aux propriétaires de la 

société mère

Résultat net attribuable aux propriétaires de la 
société mère ($ par action - de base et dilué)

Dividendes déclarés sur les Actions 

privilégiées de série A

Dividendes déclarés sur les actions ordinaires

Dividendes déclarés sur les actions ordinaires 

($ par action)

541 631

564 617

714 700

327 508

48,5

35,5

5,8

(0,6)

1,8

0,01

1,1

13,6

0,145

47,5

37,0

9,6

(0,7)

(0,2)

(0,01)

1,1

13,5

0,145

56,0

46,2

(28,0)

11,9

(9,1)

(0,12)

1,1

11,8

0,145

28,8

18,9

21,0

7,8

8,9

0,10

1,1

11,8

0,145

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 37

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

(en millions de dollars, sauf indication contraire)
Production (MWh)
Produits opérationnels
BAIIA ajusté

Profit net latent (perte nette latente) sur 

instruments financiers dérivés

(Perte nette) bénéfice net

Résultat net attribuable aux propriétaires de la 

société mère

Résultat net attribuable aux propriétaires de la 
société mère ($ par action - de base et dilué)

Dividendes déclarés sur les Actions 

privilégiées de série A

Dividendes déclarés sur les actions ordinaires

Dividendes déclarés sur les actions ordinaires 

($ par action)

Trimestres clos les

31 déc. 2011
403 920
33,1
21,8

30 sept. 2011
666,009
50,5
40,1

30 juin 2011
595,317
43,8
34,6

31 mars 2011
240,18
20,8
14,7

(19,6)

(21,0)

(13,9)

(0,18)

1,1
11,8

0,145

(40,5)

(21,6)

(26,2)

(0,34)

1,1
11,8

0,145

(10,9)

(6,8)

(6,5)

(0,09)

1,1
11,8

0,145

9,5

5,7

6,0

0,08

1,1
8,6

0,145

La comparaison des résultats des plus récents trimestres illustre la saisonnalité qui est propre aux actifs de la Société : la 
production  d’électricité,  les  produits  opérationnels  et  le  BAIIA  ajusté  varient  d’un  trimestre  à  l’autre.  Comme  la  production 
hydroélectrique représente 71 % de la production moyenne à long terme de la Société, la saisonnalité s'explique par les débits 
d’eau qui sont habituellement à leur maximum lors du deuxième trimestre en raison de la période de fonte des neiges et à leur 
niveau le plus bas lors du premier trimestre en raison des températures froides qui limitent les précipitations sous forme de 
pluie. De plus, l’ensoleillement est à son maximum pendant les mois d’été et à son niveau le plus bas pendant les mois d’hiver. 
Toutefois, les primes sur l’électricité produite pendant les mois les plus froids de l’année qui sont prévues dans certains CAÉ 
des centrales hydroélectriques de la Société atténuent cette saisonnalité. La production des parcs éoliens l’atténue également, 
puisque les régimes de vent sont généralement les plus importants lors du premier trimestre d’une année type.

En excluant les éléments non récurrents, le lecteur s'attendrait à ce que le résultat net attribuable aux propriétaires de la société 
mère  et  le  résultat  net  par  action  attribuable  aux  propriétaires  de  la  société  mère  reflètent  cette  saisonnalité  propre  aux 
installations hydroélectriques au fil de l'eau, aux parcs éoliens et aux parcs solaires. Toutefois, d'autres éléments influencent 
ces mesures, certains ayant un impact relativement stable d'un trimestre à un autre, d'autres étant plus variables. Pour la 
Société, l'élément qui engendre les fluctuations les plus importantes du résultat net attribuable aux propriétaires de la société 
mère et du résultat net par action attribuable aux propriétaires de la société mère est la variation de la valeur marchande des 
instruments financiers dérivés. L'analyse historique du résultat net attribuable aux propriétaires de la société mère et du résultat 
net par action attribuable aux propriétaires de la société mère doit donc tenir compte de ce facteur. Il est important de rappeler 
que les variations de la valeur marchande des instruments financiers dérivés découlent des mouvements des taux d'intérêt et 
du taux d'inflation et n'ont pas d'incidence sur le BAIIA ajusté ou les charges financières.

RÉSULTATS DU QUATRIÈME TRIMESTRE
Installations en exploitation
Au quatrième trimestre de 2012, les Installations en exploitation de la Société ont produit 541 631 MWh (403 920 MWh en 
2011). L’augmentation est principalement attribuable à de meilleurs débits d'eau en Ontario et en Colombie-Britannique, à 
l'acquisition des centrales hydroélectriques Brown Lake et Miller Creek et à l'ajout des projets Stardale, Gros-Morne et Montagne 
Sèche. 

Par rapport à la moyenne à long terme estimée, la Société a produit 2 % de moins d’énergie que prévu. La production globale 
des centrales hydroélectriques a été supérieure à la moyenne à long terme, tandis que celle des parcs éoliens a été inférieure 
aux prévisions. La production du parc solaire Stardale a été en phase avec sa PMLT. 

Produits
La Société a enregistré des produits opérationnels de 48,5 M$ pour le quatrième trimestre de 2012 (33,1 M$ en 2011). Cette 
augmentation  s’explique  par  les  meilleurs  débits  d'eau  en  Ontario  et  en  Colombie-Britannique,  l'acquisition  des  centrales 
hydroélectriques Brown Lake et Miller Creek et l'ajout des projets Stardale, Gros-Morne et Montagne Sèche. 

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 38

 
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

Charges
Au quatrième trimestre de 2012, la Société a encouru des charges opérationnelles de 9,4 M$ (8,0 M$ en 2011) en relation 
avec les installations de production d’électricité. L’augmentation est principalement attribuable au fait que la Société a exploité 
un plus grand nombre d'installations en 2012 qu'en 2011. 

La Société a également encouru des frais généraux et administratifs de 1,8 M$ pendant la période (2,5 M$ en 2011). 

Les charges liées aux projets potentiels ont totalisé 1,8 M$ au quatrième trimestre de 2012 (0,9 M$ en 2011). L'augmentation 
découle des efforts déployés par la Société pour mettre au point des projets POS en Colombie-Britannique et d'autres projets 
au Québec et en Ontario. 

La  Société  a  engagé  des  charges  financières  de  17,1  M$  au  cours  du  dernier  trimestre  de  2012  (15,3  M$  en  2011). 
L’augmentation est attribuable principalement à l’accroissement de la dette et au prêt pour Stardale, qui était à taux variable 
en  2011  comparativement  à  un  taux  fixe  en  2011.  Ces  éléments  ont  été  partiellement  contrebalancés  par  les  intérêts 
compensatoires au titre de l'inflation inférieurs. 

L’amortissement a totalisé 17,8 M$ au quatrième trimestre de 2012 (14,3 M$ en 2011). La différence s’explique principalement 
par l'accroissement des actifs découlant de l'ajout des projets Gros-Morne, Montagne Sèche et Stardale et de l'acquisition des 
centrales hydroélectriques Brown Lake et Miller Creek.

Au dernier trimestre de 2012, la Société a comptabilisé un profit net latent sur instruments financiers dérivés de 5,8 M$ attribuable 
principalement à l'augmentation des taux d’intérêt de référence depuis le 30 septembre 2012. Pour la période correspondante 
de 2011, Innergex avait comptabilisé une perte nette latente sur instruments financiers dérivés de 19,6 M$ attribuable à la 
diminution des taux d’intérêt de référence depuis le 30 septembre 2011.

Pour le trimestre clos le 31 décembre 2012, la charge d’impôt exigible s’est établie à 0,4 M$ (1,4 M$ en 2011). Innergex est 
en mesure de réduire au minimum l’impôt exigible en raison du jeune âge de ses immobilisations corporelles, qui se traduit 
par une importante déduction pour amortissement inutilisée.

La Société a enregistré une charge d’impôt différé de 5,3 M$ au quatrième trimestre de 2012 (économie d'impôt différé de     
6,9 M$ en 2011). L'écart s'explique principalement par un profit net latent sur instruments financiers dérivés au quatrième 
trimestre de 2012, comparativement à une perte nette latente sur instruments financiers dérivés pour la période correspondante 
de 2011. La variation s'explique également par l'accroissement des produits au quatrième trimestre de 2012 par rapport à la 
période correspondante de 2011, partiellement contrebalancé par des hausses des charges opérationnelles et des charges 
liées aux projets potentiels (variation nette de 13,1 M$). 

Résultat net
La Société a comptabilisé une perte nette et un bénéfice net attribuable aux propriétaires de la société mère de 0,6 M$ et       
1,8 M$ respectivement (bénéfice net de 0,01 $ par action – résultat de base et dilué) au quatrième trimestre de 2012. Pour la 
période correspondante de 2011, la perte nette et la perte nette attribuable aux propriétaires de la société mère avaient totalisé 
21,0 M$ et 13,9 M$ respectivement (perte nette de 0,18 $ par action – résultat de base et dilué). Cette variation positive de 
20,4 M$ du résultat net est attribuable en grande partie à une augmentation de 15,4 M$ des produits opérationnels et à une 
variation positive de 25,4 M$ de la juste valeur de marché des dérivés. Ces facteurs ont été partiellement contrebalancés par 
une hausse de 1,8 M$ des charges financières, un accroissement de 3,6 M$ de l’amortissement et une variation défavorable 
de 11,2M$ de la charge d’impôt.

Le résultat de base et dilué par action pour le trimestre clos le 31 décembre 2012 est calculé en fonction d’un nombre moyen 
pondéré de 93 614 376 et 93 772 572 actions ordinaires, respectivement. Pendant la période considérée, 1 263 000 options 
sur actions étaient non dilutives, le cours moyen de l’action ordinaire de la Société sur le marché étant inférieur au prix de 
levée. Les 1 473 684 options sur actions restantes étaient dilutives, le cours moyen des actions ordinaires de la Société étant 
supérieur au prix de levée. Elles ont toutefois été exclues du calcul du résultat par action étant donné que la Société a comptabilisé 
une perte nette pour le trimestre clos le 31 décembre 2012. Les Débentures convertibles étaient non dilutives, le cours moyen 
sur le marché étant inférieur au prix de conversion.

Au 14 mars 2013 et au 31 décembre 2012, la Société avait un total de 93 964 093 actions ordinaires, 80 500 Débentures 
convertibles, 3 400 000 Actions privilégiées de série A, 2 000 000 Actions privilégiées de série C et 2 736 684 options sur 
actions en circulation. Au 31 décembre 2011, elle avait 81 282 460 actions ordinaires, 80 500 Débentures convertibles, 3 400 000 
Actions privilégiées de série A et 2 677 444 options sur actions en circulation. 

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 39

RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action) 

ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS
Viger-Denonville
Le 23 février 2013, l'entrepreneur d'ingénierie, d'approvisionnement et de construction retenu pour le projet de parc éolien 
Viger-Denonville a reçu un ordre d'exécution, qui a été suivi peu après par l'émission du certificat d'autorisation du début des 
travaux de construction par le Ministère du Développement durable, de l'Environnement, de la Faune et des Parcs.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 40

Responsabilité de l’information financière

Les états financiers consolidés d’Innergex énergie renouvelable inc. (la « Société ») qui accompagnent ce rapport annuel et 
toute l’information que ce rapport contient au sujet de la Société sont la responsabilité de la direction.

Ces états financiers consolidés ont été préparés par la direction conformément aux Normes internationales d’information 
financière (les « IFRS ») au moyen des méthodes comptables détaillées présentées dans les notes annexes. La direction est 
d’avis que les états financiers consolidés ont été préparés sur la base de critères d’importance acceptables à l’aide d’estimations 
justifiables et raisonnables. L’information financière de la Société, présentée ailleurs dans ce rapport annuel, est conforme à 
celle fournie dans les états financiers consolidés.

La direction maintient des systèmes de contrôles internes efficients et de qualité supérieure pour la comptabilité et la gestion 
tout  en  s’assurant  que  les  coûts  sont  raisonnables.  Ces  systèmes  lui  donnent  l’assurance  que  l’information  financière  est 
pertinente, précise et fiable et que les actifs de la Société sont correctement comptabilisés et bien protégés.

Il incombe au conseil d’administration de la Société de s’assurer que la direction s’acquitte de ses responsabilités à l’égard de 
la présentation de l’information financière. De plus, le conseil d’administration assume l’ultime responsabilité d’examiner et 
d’approuver les états financiers consolidés de la Société. Le conseil d’administration s’acquitte de cette responsabilité par 
l’intermédiaire de son comité d’audit.

Le comité d’audit est nommé par le conseil d’administration, et tous ses membres sont des administrateurs externes non reliés.

Le comité d’audit se réunit avec la direction, ainsi qu’avec l'auditeur indépendant, afin de discuter du contrôle interne à l’égard 
de l’information financière, de l’audit de l’information financière et d’autres sujets relatifs à l’information financière, ainsi que 
pour s’assurer que chaque partie s’acquitte convenablement de ses responsabilités. De plus, le comité d’audit examine le 
rapport annuel, les états financiers consolidés et le rapport de l’auditeur indépendant. Le comité d’audit soumet ses constatations 
à l’examen du conseil d’administration aux fins de l’approbation des états financiers consolidés avant leur diffusion auprès des 
actionnaires. Le comité d’audit étudie également la question de retenir les services de l'auditeur indépendant, ou de reconduire 
son mandat, qui est soumise à l’examen du conseil d’administration et à l’approbation des actionnaires.

Ces états financiers consolidés ont été approuvés par le conseil d’administration de la Société. Les états financiers consolidés 
de la Société ont été audités par Deloitte s.e.n.c.r.l., l'auditeur indépendant, conformément aux normes d’audit généralement 
reconnues du Canada, pour le compte des actionnaires. Deloitte s.e.n.c.r.l. a un accès complet et sans restriction au comité 
d’audit.

[s] Michel Letellier 
Michel Letellier, M.B.A. 
Président et chef de la direction 

Innergex énergie renouvelable inc.

Longueuil, Canada, le 14 mars 2013

[s] Jean Perron
Jean Perron, CPA, CA, CMA
Chef de la direction financière et vice-président principal

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 41

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Rapport de l’auditeur indépendant

À l’intention des actionnaires d’Innergex énergie renouvelable inc.

Nous avons effectué l’audit des états financiers consolidés ci-joints d’Innergex énergie renouvelable inc., qui comprennent les 
états consolidés de la situation financière au 31 décembre 2012 et au 31 décembre 2011, et les comptes consolidés de résultat, 
les états consolidés du résultat global, les états consolidés des variations des capitaux propres et les tableaux consolidés des 
flux de trésorerie pour les exercices clos les 31 décembre 2012 et 31 décembre 2011, ainsi qu’un résumé des principales 
méthodes comptables et d’autres informations explicatives.

Responsabilité de la direction pour les états financiers consolidés 

La direction est responsable de la préparation et de la présentation fidèle de ces états financiers consolidés conformément 
aux Normes internationales d’information financière, ainsi que du contrôle interne qu’elle considère comme nécessaire pour 
permettre la préparation d’états financiers consolidés exempts d’anomalies significatives, que celles-ci résultent de fraudes ou 
d’erreurs.

Responsabilité de l’auditeur

Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur ces états financiers consolidés, sur la base de nos audits. Nous avons 
effectué nos audits selon les normes d’audit généralement reconnues du Canada. Ces normes requièrent que nous nous 
conformions aux règles de déontologie et que nous planifiions et réalisions l’audit de façon à obtenir l’assurance raisonnable 
que les états financiers consolidés ne comportent pas d’anomalies significatives.

de procédures en vue de recueillir des éléments probants concernant les montants et les 
Un audit implique la mise en 
informations fournis dans les états financiers consolidés. Le choix des procédures relève du jugement de l’auditeur, et notamment 
de son évaluation des risques que les états financiers consolidés comportent des anomalies significatives, que celles-ci résultent 
de fraudes ou d’erreurs. Dans l’évaluation de ces risques, l’auditeur prend en considération le contrôle interne de l’entité portant 
sur la préparation et la présentation fidèle des états financiers consolidés afin de concevoir des procédures d’audit appropriées 
aux circonstances, et non dans le but d’exprimer une opinion sur l’efficacité du contrôle interne de l’entité. Un audit comporte 
également l’appréciation du caractère approprié des méthodes comptables retenues et du caractère raisonnable des estimations 
comptables faites par la direction, de même que l’appréciation de la présentation d’ensemble des états financiers consolidés.

Nous estimons que les éléments probants que nous avons obtenus lors de nos audits sont suffisants et appropriés pour fonder 
notre opinion d’audit.

Opinion

À notre avis, les états financiers consolidés donnent, dans tous leurs aspects significatifs, une image fidèle de la situation 
financière d’Innergex énergie renouvelable inc. au 31 décembre 2012 et au 31 décembre 2011, ainsi que de sa performance 
financière et de ses flux de trésorerie pour les exercices clos les 31 décembre 2012 et 31 décembre 2011, conformément aux 
Normes internationales d’information financière.

Montréal (Québec)
Le 14 mars 2013
________________________________
1 CPA auditeur, CA, permis de comptabilité publique n° A109248

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 42

COMPTES CONSOLIDÉS DE RÉSULTAT
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Pour les exercices clos les

Produits

  Produits opérationnels

Charges

  Charges opérationnelles

  Frais généraux et administratifs

  Charges liées aux projets potentiels

Bénéfice avant charges financières, impôt sur 

le résultat, amortissements, autres charges, montant 
net et (profit net) perte nette latent(e) sur instruments 
financiers dérivés

Charges financières

Autres charges, montant net

Bénéfice avant impôt sur le résultat, amortissements et 

(profit net) perte nette latent(e) sur instruments 
financiers dérivés

Amortissement des immobilisations corporelles

Amortissement des immobilisations incorporelles

(Profit net) perte nette latent(e) sur instruments 

financiers dérivés

Bénéfice (perte) avant impôt sur le résultat

Charge (économie) d’impôt

  Exigible

  Différé

Perte nette

Bénéfice net (perte nette) attribuable aux éléments 

suivants :

  Propriétaires de la société mère

  Participations ne donnant pas le contrôle

Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en

circulation (en milliers)

Perte nette de base, par action

Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en

circulation, dilué (en milliers)

Perte nette diluée, par action

Notes

31 décembre 2012

31 décembre 2011

180 860

148 260

7

8

9

17

18

12

13

13

13

13

29 133

9 732

4 412

137 583

63 281

15 527

58 775

43 902

21 835

(8 342)

1 380

1 970

4 793

6 763

(5 383)

1 405

(6 788)

(5 383)

86 557

(0,03)

86 708

(0,03)

24 226

10 365

2 473

111 196

53 122

2 693

55 381

31 177

19 793

61 479

(57 068)

464

(13 828)

(13 364)

(43 704)

(40 547)

(3 157)

(43 704)

75 681

(0,59)

75 755

(0,59)

Les notes annexes font partie intégrante des présents états financiers consolidés audités.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 43

ÉTATS CONSOLIDÉS DU RÉSULTAT GLOBAL
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Pour les exercices clos les

31 décembre 2012

31 décembre 2011

Perte nette

(5 383)

(43 704)

Autres éléments du résultat global qui pourraient être reclassés

en résultat net :

(Perte) profit de change à la conversion d’une filiale étrangère 

autonome

Économie (charge) d’impôt différé

Profit (perte) de change sur la tranche désignée de la dette 

libellée en dollars américains utilisée comme couverture du 
placement dans une filiale étrangère autonome

(Charge) économie d’impôt différé

Total des ajustements à la perte nette
Total du résultat global

Total du résultat global attribuable aux éléments suivants :

Propriétaires de la société mère

Participations ne donnant pas le contrôle

(90)

12

104

(13)

13

100

(15)

(110)

15

(10)

(5 370)

(43 714)

1 418

(6 788)

(5 370)

(40 557)

(3 157)

(43 714)

Les notes annexes font partie intégrante des présents états financiers consolidés audités.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 44

ÉTATS CONSOLIDÉS DE LA SITUATION FINANCIÈRE
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Aux
Actif
Actifs courants

Trésorerie et équivalents de trésorerie

Liquidités et placements à court terme soumis à 

restrictions

Débiteurs
Comptes de réserve
Actifs d’impôt exigible
Instruments financiers dérivés
Prêts consentis à des partenaires
Charges payées d’avance et autres

Comptes de réserve
Immobilisations corporelles
Immobilisations incorporelles
Frais de développement liés aux projets
Instruments financiers dérivés
Actifs d’impôt différé
Goodwill
Autres actifs non courants

Notes

31 décembre 2012

31 décembre 2011

14
15
16
12
6
32

16
17
18
19
6
12
20

52 048

87 811
50 786
1 816
443
2 116
23 444
4 789
223 253

46 933
1 453 944
440 498
107 165
6 698
5 846
8 269
31 347
2 323 953

35 279

53 415
36 894
—
1 664
1 791
—
4 074
133 117

42 154
1 259 834
441 262
98 042
8 248
24 485
8 269
17 998
2 033 409

Les notes annexes font partie intégrante des présents états financiers consolidés audités.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 45

ÉTATS CONSOLIDÉS DE LA SITUATION FINANCIÈRE
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Aux

Passif
Passifs courants

Dividendes à verser aux actionnaires
Fournisseurs et autres créditeurs
Passifs d’impôt exigible
Instruments financiers dérivés
Tranche à court terme de la dette à long terme
Contreparties conditionnelles

Retenues de garantie au titre de la construction
Instruments financiers dérivés

Charges à payer liées à l’acquisition d’actifs à long 
terme
Dette à long terme
Composante passif des débentures convertibles
Contreparties conditionnelles

Obligations liées à la mise hors service 
d’immobilisations
Passifs d’impôt différé

Capitaux propres

Capital attribuable aux actions ordinaires
Actions privilégiées

Surplus d’apport découlant de la réduction du capital 

sur les actions ordinaires
Paiement fondé sur des actions

Composante capitaux propres des débentures 

convertibles

Déficit
Cumul des autres éléments du résultat global
Capitaux propres attribuables aux propriétaires
Participations ne donnant pas le contrôle
Total des capitaux propres

Notes

31 décembre 2012

31 décembre 2011

21
12
6
22
24

6

22
23
24

25
12

26 a)
26 c)

26 e)

23

14 643
41 337
1 541
17 855
64 452
—
139 828

1 668
64 023

13 063
1 189 649
79 655
2 775

6 095
139 265
1 636 021

120 500
131 069

656 281
1 511

1 340
(330 621)
241
580 321
107 611
687 932
2 323 953

12 848
26 616
2 835
20 287
19 475
983
83 044

2 081
71 158

41 267
1 030 037
79 490
2 904

3 858
140 454
1 454 293

1
82 589

656 281
1 361

1 340
(277 083)
228
464 717
114 399
579 116
2 033 409

Engagements et éventualités (se reporter à la note 30).

Les notes annexes font partie intégrante des présents états financiers consolidés audités.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 46

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TABLEAUX CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Notes

31 décembre 2012

31 décembre 2011

Pour les exercices clos les

Activités opérationnelles

Perte nette

Éléments sans effet sur la trésorerie :

Amortissement des immobilisations corporelles

Amortissement des immobilisations incorporelles
(Profit net) perte nette latent(e) sur instruments

financiers dérivés

Intérêts compensatoires au titre de l’inflation

Amortissement des frais de financement

Amortissement de la réévaluation de la dette à long

terme et des débentures convertibles

Charge de désactualisation des obligations liées à

la mise hors service d’immobilisations

Charge de désactualisation des contreparties

conditionnelles

Paiement fondé sur des actions

Impôt différé

Autres

Incidence de la variation des taux de change
Intérêts sur la dette à long terme et les débentures 

convertibles

Intérêts versés

(Profit) perte sur les contreparties conditionnelles

Contreparties conditionnelles versées

Charge d’impôt exigible

Impôt sur le résultat payé, montant net

Variation des éléments hors trésorerie du fonds 

de roulement opérationnel

Activités de financement

Dividendes versés sur les actions ordinaires

Dividendes versés sur les actions privilégiées

Augmentation de la dette à long terme

Remboursement au titre de la dette à long terme

Paiement des frais de financement différés

Produit net de l’émission d’actions ordinaires
Produit net de l’émission d’actions privilégiées de 

série C

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8

8

8

8

8

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24

28

(5 383)

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21 835

(8 342)

3 362

729

1 526

222

228

298

4 793

353

(84)

57 214

(57 304)

(357)

(983)

1 970

(2 039)

61 940

241

62 181

(45 963)

(4 250)

405 657

(202 245)

(4 248)

114 571

48 350

507

312 379

(43 704)

31 177

19 793

61 479

7 199

231

1 084

330

177

433

(13 828)

100

(296)

44 101

(42 035)

1 858

(1 147)

464

(243)

67 173

(23 728)

43 445

(40 836)

(4 620)

270 117

(47 475)

(5 983)

155 721

—

—

326 924

Produit de l’exercice d’options sur actions

26 d)

Les notes annexes font partie intégrante des présents états financiers consolidés audités.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 49

TABLEAUX CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Pour les exercices clos les

Notes

31 décembre 2012

31 décembre 2011

5

Activités d’investissement
Trésorerie acquise dans le cadre d’acquisitions 

d’entreprises

Acquisitions d’entreprises

Ajouts aux immobilisations corporelles

Ajouts aux immobilisations incorporelles

Ajouts aux frais de développement liés aux projets

Ajouts aux autres actifs non courants
Augmentation des liquidités et des placements à court 

terme soumis à restrictions

Remboursement d’un prêt consenti à un partenaire

Prêts consentis à des partenaires

Produit de la cession d’immobilisations corporelles

Fonds nets prélevés de la réserve pour nivellement

Fonds nets (investis dans) prélevés de la réserve pour 

l’énergie hydrologique/éolienne

Fonds nets prélevés de la réserve pour travaux 

d’entretien majeurs

Incidence de l’écart de change sur la trésorerie et 

les équivalents de trésorerie

Augmentation (diminution) nette de la trésorerie et des 

équivalents de trésorerie

Trésorerie et équivalents de trésorerie au début

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin

La trésorerie et les équivalents de trésorerie sont 

composés des éléments suivants :

Trésorerie

Placements à court terme

—

(68 635)

(186 760)

(1 929)

(8 146)

(27 892)

(34 396)

—

(23 444)

56

—

(7 123)

514

(357 755)

(36)

16 769

35 279

52 048

35 551

16 497

52 048

4 943

(160 844)

(178 896)

(3 469)

(31 726)

(724)

(15 531)

1 000

—

28

494

5 933

1 562

(377 230)

24

(6 837)

42 116

35 279

22 940

12 339

35 279

Des renseignements supplémentaires sont présentés à la note 28.

Les notes annexes font partie intégrante des présents états financiers consolidés audités.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 50

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

DESCRIPTION DES ACTIVITÉS

Innergex énergie renouvelable inc. (la « Société ») a été constituée le 25 octobre 2002 en vertu de la Loi sur les sociétés par 
actions (Canada). La Société est un promoteur, propriétaire et exploitant d’installations de production d’énergie renouvelable 
qui concentre ses activités principalement dans les secteurs de l’hydroélectricité, de l’énergie éolienne et de l’énergie solaire 
photovoltaïque. Le siège social de la Société est situé au 1111, rue Saint-Charles Ouest, tour Est, bureau 1255, Longueuil 
(Québec)  J4K 5G4, Canada.

Les états financiers consolidés ont été approuvés par le conseil d’administration le 14 mars 2013.

Les présents états financiers consolidés ont été préparés conformément aux méthodes comptables décrites à la note 3.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 51

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Principales filiales

Le tableau suivant présente de l’information sur les principales filiales de la Société au 31 décembre 2012. Toutes les filiales 
sont situées au Canada, à l’exception de la filiale Horseshoe Bend Hydroelectric Company, qui est située aux États-Unis.

Filiales
Ashlu Creek Investments, L.P.
Big Silver Creek Power L.P.
Brown Miller Power L.P.2
Glen Miller Power, L.P.
Horseshoe Bend Hydroelectric Company
Hydro-Windsor, S.E.C.
Innergex, S.E.C.
Innergex AAV, S.E.C.3
Innergex BDS, S.E.C.3
Innergex CAR, S.E.C.3
Innergex GM, S.E.C.3
Innergex MS, S.E.C.3
Innergex Montmagny, S.E.C.
Northwest Stave River Hydro L.P.
Rutherford Creek Power L.P.
Stardale Solar L.P.4
Trent-Severn Power, L.P.
Tretheway Creek Power L.P.
Boulder Creek Power L.P.

Droits de vote détenus1  %
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
66,67

Creek Power Inc.

Fitzsimmons Creek Hydro, L.P.

Upper Lillooet River Power L.P.

Douglas Creek Project L.P.5

Fire Creek Project L.P.5

Lamont Creek Project L.P.5

Stokke Creek Project L.P.5

Tipella Creek Project L.P.5

Upper Stave Project L.P.5

Kwoiek Creek Resources, L.P.

Viger-Denonville, S.E.C.
Umbata Falls, L.P.

66,67

66,67

66,67

50,01

50,01

50,01

50,01

50,01

50,01

50

50
49

Méthode comptable utilisée
Consolidation
Consolidation
Consolidation
Consolidation
Consolidation
Consolidation
Consolidation
Consolidation
Consolidation
Consolidation
Consolidation
Consolidation
Consolidation
Consolidation
Consolidation
Consolidation
Consolidation
Consolidation
Consolidation avec participation
ne donnant pas le contrôle
Consolidation avec participation
ne donnant pas le contrôle
Consolidation avec participation
ne donnant pas le contrôle
Consolidation avec participation
ne donnant pas le contrôle
Consolidation avec participation
ne donnant pas le contrôle
Consolidation avec participation
ne donnant pas le contrôle
Consolidation avec participation
ne donnant pas le contrôle
Consolidation avec participation
ne donnant pas le contrôle
Consolidation avec participation
ne donnant pas le contrôle
Consolidation avec participation
ne donnant pas le contrôle
Consolidation avec participation
ne donnant pas le contrôle
Consolidation proportionnelle
Consolidation proportionnelle

1.  Le pourcentage de la participation et le pourcentage des droits de vote détenus sont identiques, sauf en ce qui a trait au projet Kwoiek Creek, 

dans lequel la Société détient une participation économique de plus de 50 %.

2.  Les résultats sont consolidés depuis l’acquisition le 12 octobre 2012.
3.  Détenteur indivis d’une participation de 38 % dans les parcs éoliens de L’Anse-à-Valleau, de Baie-des-Sables, de Carleton, de Gros-Morne 

et de Montagne-Sèche pour lesquels la méthode comptable de consolidation proportionnelle est utilisée.

4.  Les résultats sont consolidés depuis l’acquisition le 20 avril 2011.
5.  Les résultats sont consolidés depuis l’acquisition le 4 avril 2011.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 52

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

1.  MODE DE PRÉSENTATION ET ÉNONCÉ DE CONFORMITÉ

Ces  états  financiers  consolidés  ont  été  préparés  conformément  aux  Normes  internationales  d’information  financière 
(les « IFRS »).

Les états financiers consolidés ont été préparés selon la méthode du coût historique, sauf en ce qui concerne certains 
instruments financiers qui sont évalués à la juste valeur, tel qu’il est décrit dans les principales méthodes comptables. 
Le coût historique est généralement calculé en fonction de la juste valeur de la contrepartie donnée en échange des actifs.

2.  APPLICATION DES NOUVELLES IFRS ET DES IFRS RÉVISÉES

2.1  Modifications des IFRS ayant une incidence sur la présentation et les informations à fournir seulement

IAS 1 – Présentation des autres éléments du résultat global

L’International  Accounting  Standards  Board  (l’« IASB »)  a  publié  des  modifications  à  IAS 1,  Présentation  des  états 
financiers, afin de séparer les autres éléments du résultat global qui sont reclassés dans le résultat de ceux qui ne le 
sont pas.

Le 16 juin 2011, l’IASB a publié des modifications à IAS 1, Présentation des états financiers, exigeant que les entités 
regroupent séparément les autres éléments du résultat global susceptibles d’être reclassés dans la section du résultat 
net du compte de résultat de ceux qui ne le seront pas. Ces modifications confirment également les exigences actuelles 
qui requièrent la présentation du résultat net et des autres éléments du résultat global dans un état unique ou dans deux 
états consécutifs. Ces modifications entreront en vigueur pour les exercices ouverts à compter du 1er juillet 2012.

En mai 2012, l’IASB a publié d’autres modifications à IAS 1, Présentation des états financiers, lesquelles entrent en vigueur 
pour les exercices ouverts à compter du 1er janvier 2013. L’adoption anticipée de ces modifications est permise. En vertu 
d’IAS 1, une entité qui change ses méthodes comptables de façon rétrospective ou qui effectue un retraitement rétrospectif 
ou  un  reclassement  doit  présenter  un  état  de  la  situation  financière  arrêté  au  début  de  la  période  précédente. 
Les modifications d’IAS 1 précisent qu’une entité doit présenter un troisième état de la situation financière seulement 
lorsque  l’application  rétrospective,  le  retraitement  rétrospectif  ou  le  reclassement  a  une  incidence  significative  sur 
l’information contenue dans le troisième état de la situation financière, et que la présentation de notes annexes dans le 
troisième état de la situation financière n’est pas nécessaire.

La Société a évalué cette norme et a déterminé qu’elle n’aura aucune incidence sur le résultat de ses activités ni sur sa 
situation financière.

2.2   IFRS nouvelles et révisées, publiées, mais non encore entrées en vigueur

IFRS 9 – Instruments financiers

Dans le cadre du projet de remplacement d’IAS 39, Instruments financiers : Comptabilisation et évaluation, cette norme 
conserve mais simplifie le modèle d’évaluation mixte et définit deux catégories d’évaluation principales pour les actifs 
financiers. Plus précisément, la norme :

• 
• 
• 

• 

traite du classement et de l’évaluation des actifs financiers;
établit deux catégories d’évaluation principales pour les actifs financiers : le coût amorti et la juste valeur;
établit que le classement dépend du modèle d’affaires de l’entité et des caractéristiques contractuelles des flux de 
trésorerie liés à l’actif financier;
élimine les catégories actuelles : détenus jusqu’à l’échéance, disponibles à la vente et prêts et créances.

Certaines modifications ont également été apportées en ce qui a trait à l’option de la juste valeur pour les passifs financiers 
et à la comptabilisation de certains dérivés liés à des instruments de capitaux propres non cotés.

La norme entrera en vigueur pour les exercices ouverts à compter du 1er janvier 2015, et l’adoption anticipée est permise. 
La Société évalue actuellement l’incidence que pourrait avoir cette norme sur le résultat de ses activités et sur sa situation 
financière.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 53

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

IFRS 10 – États financiers consolidés

L’IASB a publié IFRS 10, qui fournit des directives supplémentaires pour déterminer si une entreprise détenue doit être 
consolidée. Les directives s’appliquent à toutes les entreprises détenues, y compris les entités ad hoc. 

La norme doit être adoptée pour les périodes ouvertes à compter du 1er janvier 2013. La Société a évalué cette norme et 
a déterminé qu’elle n’a aucune incidence sur le résultat de ses activités ni sur sa situation financière.

IFRS 11 – Partenariats

IFRS 11 porte sur le classement d’un partenariat sur lequel deux parties ou plus exercent un contrôle conjoint. Selon 
IFRS 11, le classement d’un partenariat à titre d’entreprise commune ou de coentreprise est effectué en fonction des droits 
et des obligations des parties à l’entreprise. Par ailleurs, selon les dispositions d’IFRS 11, les coentreprises doivent être 
comptabilisées suivant la méthode de la mise en équivalence, tandis que les entités contrôlées conjointement peuvent 
être comptabilisées suivant la méthode de la mise en équivalence ou la méthode de la consolidation proportionnelle.

Plusieurs participations dans des entreprises associées et des coentreprises sont consolidées dans la Société selon les 
IFRS. Ces participations sont soit consolidées en totalité, soit consolidées proportionnellement. Selon la norme révisée 
IFRS 11, certaines de ces participations pourraient devoir être comptabilisées dans les états consolidés de la situation 
financière comme des participations dont les résultats seraient inscrits comme quote-part du bénéfice net d’une coentreprise 
ou d’une entreprise détenue. 

La date d’entrée en vigueur de la norme révisée est le 1er janvier 2013. La Société a évalué cette norme et a déterminé 
que l’application d’IFRS 11 se traduira par un changement de la méthode de comptabilisation des coentreprises, lesquelles 
seront comptabilisées au moyen de la méthode de la mise en équivalence. Par conséquent, les soldes correspondant à 
chaque  poste  des  états  consolidés  de  la  situation  financière  et  des  comptes  consolidés  de  résultat  devraient  être 
sensiblement différents.

IFRS 12 – Informations à fournir sur les intérêts détenus dans d’autres entités

L’IASB a publié IFRS 12, qui regroupe et modifie les obligations en matière d’informations à fournir qui sont comprises 
dans d’autres normes. La norme exige qu’une entreprise fournisse des informations sur ses filiales, ses accords conjoints, 
ses entreprises associées et ses entités structurées non consolidées. 

La norme doit être adoptée pour les périodes ouvertes à compter du 1er janvier 2013. La Société a évalué cette norme et 
a déterminé qu’elle occasionnera une présentation d’informations plus détaillées, mais qu’elle n’aura aucune incidence 
sur les montants présentés dans les états financiers.

IFRS 13 – Évaluation de la juste valeur

L’IASB a publié IFRS 13, qui vise à fournir des directives détaillées pour les cas où les normes IFRS exigent que la juste 
valeur soit utilisée. La norme donne des directives sur l’évaluation de la juste valeur et impose des informations à fournir 
sur ces évaluations. 

La norme doit être adoptée pour les périodes ouvertes à compter du 1er janvier 2013. La Société a évalué cette norme et 
a déterminé qu’elle ne devrait avoir aucune incidence sur le résultat de ses activités ni sur sa situation financière.

IAS 28 (2011) – Participations dans des entreprises associées et des coentreprises

En 2011, IAS 28 a été modifiée. La norme modifiée prévoit la comptabilisation des participations dans des entreprises 
associées et explique l’application de la méthode de la mise en équivalence lors de la comptabilisation des participations 
dans des entreprises associées et des coentreprises. IAS 28 prend effet pour les exercices ouverts à compter du 1er janvier 
2013. La Société a évalué l’incidence de la modification apportée à IAS 28 et a conclu qu’elle se traduira par un changement 
de méthode de comptabilisation pour les coentreprises Umbata Falls, L.P. et Viger-Denonville, S.E.C. qui devront être 
comptabilisées suivant la méthode de la mise en équivalence.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 54

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

3.  PRINCIPALES MÉTHODES COMPTABLES

Principes de consolidation

Les présents états financiers consolidés comprennent les comptes de la Société et des filiales qu’elle contrôle. La Société 
détient le contrôle lorsqu’elle a le pouvoir de diriger les politiques financières et opérationnelles des filiales afin d’obtenir 
des avantages de leurs activités. Les filiales sont consolidées à compter de la date d’entrée en vigueur de l’acquisition 
jusqu’à la date d’entrée en vigueur de la cession.

Coentreprises

Une coentreprise est un accord contractuel en vertu duquel la Société et d’autres parties conviennent d’exercer une activité 
économique  sous  contrôle  conjoint  de  telle  sorte  que  les  décisions  stratégiques  financières  et  opérationnelles 
correspondant aux activités de la coentreprise imposent le consentement unanime des parties partageant le contrôle.

Lorsque l’accord de coentreprise implique la création d’une entité distincte dans laquelle chaque coentrepreneur détient 
une participation, il s’agit d’une entité contrôlée conjointement.

La Société présente ses participations dans des entités contrôlées conjointement selon la méthode de la consolidation 
proportionnelle. La quote-part de l’actif, du passif, des produits et des charges des entités contrôlées conjointement revenant 
à la Société est combinée ligne par ligne aux éléments équivalents des états financiers consolidés.

Regroupements d’entreprises

Les  acquisitions  de  filiales  et  d’entreprises  sont  comptabilisées  selon  la  méthode  de  l’acquisition.  Le  coût  de  chaque 
acquisition est évalué selon la somme des justes valeurs des actifs transférés et des passifs engagés ou pris en charge, 
à la date d’acquisition, et des instruments de capitaux propres émis par la Société en échange du contrôle de l’entreprise 
acquise. Les frais connexes à l’acquisition sont comptabilisés au compte de résultat à mesure qu’ils sont engagés. Le cas 
échéant, le coût de l’acquisition comprend tous les actifs ou passifs découlant d’une entente de contrepartie conditionnelle, 
évalués à leur juste valeur à la date d’acquisition. Les  modifications  subséquentes  à la juste  valeur des éléments de 
contrepartie  conditionnelle  sont  comptabilisées  au  titre  du  coût  de  l’acquisition  lorsqu’elles  sont  admissibles  à  titre 
d’ajustements de fin de période d’évaluation. Toutes les autres modifications subséquentes à la juste valeur des éléments 
de  contrepartie  conditionnelle  classés  comme  actifs  ou  passifs  sont  comptabilisées  en  vertu  des  IFRS  pertinentes  et 
reflétées dans le résultat net. Les variations de la juste valeur des éléments de contrepartie conditionnelle classés dans 
les capitaux propres ne sont pas comptabilisées.

Participations ne donnant pas le contrôle

Les participations ne donnant pas le contrôle dans l’actif net des filiales consolidées sont présentées séparément des 
capitaux propres de la Société. Les participations ne donnant pas le contrôle peuvent initialement être évaluées à la juste 
valeur ou selon la quote-part de la participation ne donnant pas le contrôle dans les montants comptabilisés des actifs 
nets identifiables de l’entreprise acquise. Le choix de la méthode d’évaluation doit être effectué pour chaque acquisition. 
Après l’acquisition, les participations ne donnant pas le contrôle sont composées du montant attribué à ces participations 
au moment de la comptabilisation initiale et de la quote-part des participations ne donnant pas le contrôle dans la variation 
des capitaux propres depuis la date de l’acquisition.

Trésorerie et équivalents de trésorerie

La trésorerie et les équivalents de trésorerie comprennent les fonds en caisse, les soldes bancaires et les placements à 
court terme dont l’échéance initiale est d’au plus trois mois, déduction faite des découverts bancaires lorsque ceux-ci font 
partie intégrante de la gestion de la trésorerie de la Société.

Liquidités et placements à court terme soumis à restrictions 

La Société détient des liquidités et des placements à court terme soumis à restrictions pour assurer sa stabilité.

Actuellement, les liquidités et les placements à court terme soumis à restrictions sont investis au comptant ou dans des 
placements à court terme d’une durée d’au plus trois mois.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 55

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Les conventions de crédit restreignent la disponibilité des fonds compris dans les comptes de liquidités et de placements 
à court terme soumis à restrictions. 

Comptes de réserve

La Société a deux types de comptes de réserve destinés à assurer sa stabilité. Le premier est le compte de réserve pour 
ses activités hydrologiques ou éoliennes, qui est établi au début de la mise en service commerciale d’une installation afin 
de neutraliser la variabilité des flux de trésorerie attribuable aux fluctuations des conditions hydrologiques ou des régimes 
des vents, ou à d’autres événements imprévisibles. Il est prévu que les montants inscrits dans cette réserve varient d’un 
trimestre à l’autre selon la saisonnalité des flux de trésorerie. Le deuxième type de compte est le compte de réserve pour 
travaux d’entretien majeurs, constitué pour permettre le financement préalable des réparations majeures nécessaires pour 
préserver la capacité de production de la Société. 

Les sommes des comptes de réserve sont actuellement investies dans la trésorerie ou dans des placements à court terme 
assortis d’échéances d’au plus trois mois et dans des titres garantis par des gouvernements.

La disponibilité des fonds dans les comptes de réserve peut être limitée en fonction des conventions de crédit.

Immobilisations corporelles

Les immobilisations corporelles comprennent principalement les installations hydroélectriques, les parcs éoliens et une 
installation solaire qui sont en service ou en cours de construction. Elles sont comptabilisées au coût moins le cumul de 
l’amortissement et le cumul des pertes de valeur.

L’amortissement des centrales hydroélectriques est fondé sur la durée d’utilité estimative des actifs selon le mode linéaire 
sur i) une période de 15 à 75 ans, ou ii) la période pendant laquelle la Société détient les droits sur les actifs, selon la plus 
courte des deux périodes. L’amortissement des parcs éoliens est calculé sur la durée d’utilité estimative des actifs selon 
le mode linéaire sur i) une période de 15 à 25 ans, ou ii) la période pendant laquelle la Société détient les droits sur les 
actifs, selon la plus courte des deux périodes. L’amortissement de l’installation solaire est calculé sur la durée d’utilité 
estimative des actifs selon le mode linéaire sur i) une période de 25 ans, ou ii) la période pendant laquelle la Société 
détient les droits sur les actifs, selon la plus courte des deux périodes. Les autres équipements sont amortis selon le mode 
linéaire sur une période allant de 3 à 10 ans. Les dépenses liées aux améliorations qui ont pour effet d’accroître ou de 
prolonger la durée d’utilité ou la capacité d’un actif sont inscrites à l’actif. Les frais d’entretien et de réparation sont passés 
en charges à mesure qu’ils sont engagés. Les immobilisations corporelles ne sont amorties qu’à partir du moment où elles 
sont prêtes pour leur utilisation prévue.

Les durées d’utilité estimatives, les valeurs résiduelles et les méthodes d’amortissement sont examinées à la fin de chaque 
période de présentation de l’information financière, et toute variation est comptabilisée de façon prospective.

Une immobilisation corporelle est décomptabilisée à sa cession ou lorsqu’il est prévu qu’aucun avantage économique 
futur ne sera tiré de l’utilisation continue de l’actif. Tout profit ou toute perte découlant de la cession ou de la mise hors 
service d’une immobilisation corporelle est déterminé comme l’écart entre le produit de la vente et la valeur comptable de 
l’actif et est comptabilisé en résultat.

Les coûts d’emprunt directement attribuables à l’acquisition, à la construction ou à la production d’actifs admissibles, soit 
des actifs exigeant une longue période de préparation avant de pouvoir être utilisés ou vendus comme prévu, sont ajoutés 
au coût de ces actifs jusqu’à ce que ces derniers soient pratiquement prêts pour leur utilisation ou leur vente prévue. 
Le total des coûts liés à ces actifs, y compris les coûts d’emprunt, ne doit pas excéder la valeur recouvrable des actifs.

Le revenu de placement gagné par suite du placement temporaire d’emprunts précis jusqu’à ce que ces derniers soient 
utilisés pour engager des dépenses à l’égard d’actifs admissibles est déduit du coût d’emprunt admissible à la capitalisation.

Tous les autres coûts d’emprunt sont comptabilisés en résultat dans la période au cours de laquelle ils sont engagés.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 56

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

La durée d’utilité sur laquelle les immobilisations sont amorties est la suivante :

Type d’immobilisations corporelles
Installations hydroélectriques
Parcs éoliens
Installation solaire

Contrats de location

Années de fin de 
la période d’amortissement
De 2019 à 2079
De 2021 à 2037
2037

Durée d’utilité pour 
la période d’amortissement
De 15 à 75 ans
De 15 à 25 ans
25 ans

Les contrats de location pour lesquels le bailleur conserve la quasi-totalité des risques et des avantages de propriété de 
l’actif sont classés comme des contrats de location simple. Les paiements effectués aux termes de contrats de location 
simple (déduction faite de tout incitatif reçu du bailleur) sont imputés au résultat selon le mode linéaire sur la durée du 
contrat de location.

Immobilisations incorporelles

Les  immobilisations  incorporelles  à  durée  d’utilité  déterminée  sont  comptabilisées  au  coût  moins  le  cumul  de 
l’amortissement et le cumul des pertes de valeur.

Les immobilisations incorporelles comprennent divers permis, licences et accords. Elles sont comptabilisées au coût moins 
le cumul de l’amortissement et le cumul des pertes de valeur. L’amortissement débute lorsque l’installation connexe est 
prête à être utilisée comme prévu. Elles sont amorties selon le mode linéaire sur une période allant de 11 à 40 ans se 
terminant  à  la  date  d’échéance  des  permis,  licences  ou  accords  relatifs  à  chaque  installation.  Les  immobilisations 
incorporelles liées aux installations en cours de construction ne sont amorties qu’à partir du moment où les installations 
connexes sont prêtes à être utilisées comme prévu. Les immobilisations incorporelles comprennent également des frais 
de garantie prolongée d’équipements éoliens; ces frais sont amortis sur la période de garantie de trois ans.

La durée d’utilité estimative et la méthode d’amortissement sont examinées à la fin de chaque période de présentation de 
l’information financière, et les variations sont comptabilisées de façon prospective.

La durée d’utilité sur laquelle les immobilisations sont amorties est la suivante :

Immobilisations incorporelles liées aux éléments suivants :
Installations hydroélectriques
Parcs éoliens
Installation solaire
Garanties prolongées des éoliennes

Années de fin de 
la période d’amortissement
De 2014 à 2050
De 2026 à 2028
2032
De 2012 à 2016

Durée d’utilité pour 
la période d’amortissement
De 11 à 40 ans
De 19 à 20 ans
20 ans
3 ans

Frais de développement liés aux projets

Les frais de développement liés aux projets représentent les coûts engagés pour l’acquisition de projets potentiels et la 
mise en valeur d’emplacements pour des installations hydroélectriques ainsi que des parcs éoliens et solaires. Ces coûts 
sont  transférés  aux  immobilisations  corporelles  ou  aux  immobilisations  incorporelles  lorsque  débute  la  construction. 
Les coûts rattachés aux projets potentiels sont passés en charges lorsqu’ils sont engagés, et les coûts liés à un projet en 
cours  de  développement  sont  radiés  dans  l’exercice  si  le  projet  est  abandonné.  Les  coûts  d’emprunt  directement 
attribuables à l’acquisition ou à la mise en valeur sont incorporés aux frais de développement liés aux projets.

Perte de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles autres que le goodwill

À la fin de chaque période de présentation de l’information financière, la Société examine la valeur comptable de ses 
immobilisations corporelles et incorporelles afin de déterminer s’il y a une indication que ces immobilisations ont subi une 
perte de valeur. Si une telle indication existe, la valeur recouvrable de l’actif est estimée afin de déterminer l’importance 
de la perte de valeur (le cas échéant). Lorsqu’il est impossible d’estimer la valeur recouvrable d’un actif pris individuellement, 
la Société estime la valeur recouvrable de l’unité génératrice de trésorerie à laquelle l’actif appartient. Lorsqu’un mode 
d’attribution raisonnable et uniforme peut être établi, les actifs du siège social sont aussi attribués aux unités génératrices 
de trésorerie individuelles; autrement, ils sont attribués au plus petit groupe d’unités génératrices de trésorerie pour lequel 
un mode d’attribution raisonnable et uniforme peut être établi.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 57

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Les immobilisations incorporelles qui ne sont pas encore disponibles pour utilisation sont soumises à un test de dépréciation 
au moins une fois par année et chaque fois qu’il y a une indication que ces immobilisations pourraient avoir subi une perte 
de valeur.

La valeur recouvrable est la valeur la plus élevée entre la juste valeur diminuée des coûts de la vente et la valeur d’utilité. 
Dans le cadre de l’évaluation de la valeur d’utilité, les flux de trésorerie futurs estimatifs sont actualisés à leur valeur 
actuelle au moyen d’un taux d’actualisation avant impôt qui reflète l’appréciation courante du marché de la valeur temps 
de l’argent et des risques spécifiques des actifs pour lesquels les flux de trésorerie futurs estimatifs n’ont pas été ajustés.

Si la valeur recouvrable estimative d’un actif (ou d’une unité génératrice de trésorerie) est inférieure à sa valeur comptable, 
la valeur comptable de l’actif (ou de l’unité génératrice de trésorerie) est ramenée à sa valeur recouvrable. Une perte de 
valeur est immédiatement comptabilisée en résultat.

Si une perte de valeur est reprise ultérieurement, la valeur comptable de l’actif (ou de l’unité génératrice de trésorerie) est 
augmentée à hauteur de l’estimation révisée de sa valeur recouvrable, dans la mesure où cette valeur comptable augmentée 
n’est pas supérieure à la valeur comptable qui aurait été déterminée si aucune perte de valeur n’avait été comptabilisée 
pour  l’actif  (ou  l’unité  génératrice  de  trésorerie)  au  cours  d’exercices  antérieurs.  La  reprise  d’une  perte  de  valeur  est 
immédiatement comptabilisée en résultat.

Goodwill

Le goodwill correspond à l’excédent de la somme de contrepartie transférée, du montant de toute participation ne donnant 
pas le contrôle dans l’entreprise acquise et de la juste valeur de la participation antérieurement détenue par l’acquéreur 
dans l’entreprise acquise (le cas échéant) sur le montant net de la valeur des actifs identifiables acquis et des passifs 
repris à la date d’acquisition. Si, à la suite d’une réévaluation, le montant net de la valeur des actifs identifiables acquis et 
des passifs repris excède la somme de la contrepartie transférée, du montant de toute participation ne donnant pas le 
contrôle dans l’entreprise acquise et de la juste valeur de la participation antérieurement détenue par l’acquéreur dans 
l’entreprise acquise (le cas échéant), l’excédent  est immédiatement comptabilisé  en  résultat  à titre  de  profit lié  à une 
acquisition à des conditions avantageuses.

Aux fins des tests de dépréciation, le goodwill est réparti parmi chacune des unités génératrices de trésorerie de la Société 
(ou groupes d’unités génératrices de trésorerie) qui devraient bénéficier des synergies du regroupement d’entreprise.

Une unité génératrice de trésorerie à laquelle une partie du goodwill a été attribuée est soumise à un test de dépréciation 
annuellement,  ou  plus  souvent  s’il  y  a  des  indications  que  l’unité  pourrait  avoir  subi  une  perte  de  valeur.  Si  la  valeur 
recouvrable de l’unité génératrice de trésorerie est inférieure à sa valeur comptable, la perte de valeur est d’abord portée 
en réduction du goodwill de l’unité. Toute perte de valeur du goodwill est comptabilisée en résultat. Une perte de valeur 
comptabilisée au titre du goodwill ne peut pas faire l’objet d’une reprise au cours des périodes subséquentes.

Autres actifs à long terme

Les  autres  actifs  à  long  terme  comprennent  un  dépôt  de  25 000  $  pour  l’acquisition  d’installations  d’Hydroméga,  des  
dépôts de garantie au titre de diverses ententes et des créances à long terme.

Charges à payer liées à l’acquisition d’actifs à long terme

Les charges à payer liées à l’acquisition d’actifs à long terme sont définies comme étant des engagements de prêts à long 
terme qui ont été mis en place et qui seront utilisés pour financer les projets actuellement en construction de la Société.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 58

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Provisions et obligations liées à la mise hors service d’immobilisations

Une provision est un passif dont l’échéance ou le montant est incertain. Une provision est comptabilisée lorsque la Société 
a une obligation actuelle (juridique ou implicite), résultant d’événements passés, qu’il est probable que la Société doive 
régler l’obligation, et qu’une estimation fiable du montant de l’obligation peut être réalisée. Une obligation juridique peut 
découler d’un contrat, d’une loi ou d’une autre application de la loi. Une obligation implicite découle des gestes posés par 
la  Société  lorsque  celle-ci  indique,  par  ses  pratiques  passées,  par  ses  politiques  publiées  ou  par  une  déclaration 
suffisamment récente, qu’elle accepte certaines responsabilités et qu’en conséquence, elle crée une attente fondée qu’elle 
assumera ces responsabilités. Le montant comptabilisé à titre de provision constitue la meilleure estimation, à chaque fin 
de période, des dépenses requises pour régler l’obligation actuelle, compte tenu des risques et des incertitudes inhérentes 
à l’obligation. Lorsqu’il est prévu que des dépenses seront engagées dans l’avenir, l’obligation est évaluée à sa valeur 
actuelle selon un taux d’intérêt ajusté pour tenir compte du risque et des appréciations courantes du marché. 

Les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations sont comptabilisées à titre de passif lorsque ces obligations 
sont engagées et sont évaluées à la valeur actuelle, s’il est possible de faire une estimation raisonnable des coûts prévus 
pour régler le passif, actualisés au taux avant impôt en vigueur pour ce passif. Dans les exercices subséquents, le passif 
est ajusté pour tenir compte de changements découlant de l'écoulement du temps et de révisions apportées soit à la date, 
soit au montant de l'estimation initiale des flux de trésorerie non actualisés. La désactualisation du passif à sa juste valeur 
en raison de l'écoulement du temps est imputée au résultat, tandis que les changements découlant des révisions apportées 
à la date ou au montant de l'estimation initiale des flux de trésorerie non actualisés sont comptabilisés à titre de composante 
de la valeur comptable de l'actif à long terme connexe. La valeur comptable des obligations liées à la mise hors service 
d’immobilisations est examinée chaque trimestre afin de refléter les estimations actuelles et les changements apportés 
au taux d’actualisation.

Instruments financiers

Les actifs et les passifs financiers sont initialement comptabilisés à la juste valeur. Les évaluations subséquentes sont 
effectuées en fonction de leur classement selon les critères décrits plus loin. Le classement est déterminé en fonction de 
l’objectif établi lors de l’achat ou de l’émission des instruments financiers, de leurs caractéristiques et de leur désignation 
par la Société. 

Tous les instruments financiers sont classés dans l’une des cinq catégories suivantes : détenus à des fins de transaction, 
prêts et créances, autres passifs financiers, placements détenus jusqu’à l’échéance ou actifs financiers disponibles à 
la vente.

Les coûts de transaction liés aux actifs financiers détenus à des fins de transaction sont passés en charges à mesure 
qu’ils sont engagés. Les coûts de transaction liés aux actifs financiers disponibles à la vente, aux actifs financiers détenus 
jusqu’à leur échéance, aux autres passifs financiers et aux prêts et créances sont ajoutés à la valeur comptable de l’actif 
ou déduits de la valeur comptable du passif et ils sont alors constatés sur la durée d’utilité prévue de l’instrument au moyen 
de la méthode du taux d’intérêt effectif.

La Société a établi les classements suivants :

Les instruments financiers dérivés ont été classés comme détenus à des fins de transaction et, par conséquent, sont 
évalués à la juste valeur par le biais du résultat net.

Le revenu de placement réalisé sur les actifs ou les passifs désignés comme étant détenus à des fins de transaction 
est inclus dans les autres charges, montant net, dans les comptes consolidés de résultat.

Les profits nets ou les pertes nettes sur les actifs ou les passifs classés comme étant détenus à des fins de transaction 
sont compris dans les comptes consolidés de résultat à titre de profit ou de perte sur instruments financiers dérivés. 
Ces profits nets ou pertes nettes ne comprennent pas le revenu de placement.

La trésorerie et les équivalents de trésorerie, les liquidités et les placements à court terme soumis à restrictions, la 
trésorerie et les équivalents de trésorerie détenus dans des comptes de réserve, les débiteurs et les prêts consentis 
à des partenaires sont classés dans les prêts et créances et sont évalués au coût amorti au moyen de la méthode 
du taux d’intérêt effectif.

Les placements à court terme et les titres garantis par le gouvernement détenus dans les comptes de réserve sont 
classés comme actifs détenus jusqu’à l’échéance et comptabilisés au coût amorti au moyen de la méthode du taux 
d’intérêt effectif.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 59

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Les fournisseurs et autres créditeurs, les dividendes à verser aux actionnaires, les retenues de garantie au titre de 
la construction, les charges à payer liées à l’acquisition d’actifs à long terme, la dette à long terme, les débentures 
convertibles et les contreparties conditionnelles sont classés dans la catégorie des autres passifs financiers et sont 
comptabilisés au coût amorti au moyen de la méthode du taux d’intérêt effectif.

La Société ne détient aucun actif financier disponible à la vente.

Les instruments financiers comptabilisés à la juste valeur sont classés dans l’un des niveaux de la hiérarchie des justes 
valeurs, comme suit :

Niveau 1  

évaluation en fonction des prix cotés (non ajustés) sur des marchés actifs pour des actifs ou des passifs 
identiques;

Niveau 2  

techniques d’évaluation en fonction des données sur l’actif ou le passif, autres que les prix cotés du 
niveau 1, qui sont observables directement (c’est-à-dire les prix) ou indirectement (c’est-à-dire dérivés 
à partir des prix);

Niveau 3  

techniques d’évaluation en fonction des données sur l’actif ou le passif qui ne s’appuient pas sur des 
données de marché observables (données non observables).

La hiérarchie des justes valeurs exige l’utilisation de données observables sur le marché chaque fois que de telles 
données existent. Un instrument financier est classé au niveau le plus bas de la hiérarchie pour lequel une donnée 
importante a été prise en compte dans l’évaluation à la juste valeur.

Les actifs ou passifs financiers qui sont évalués à la juste valeur sont des instruments financiers dérivés qui sont classés 
au niveau 3 lorsqu’il s’agit de clauses au titre de l’inflation, et au niveau 2 lorsqu’il s’agit de swaps de taux d’intérêt, de 
contrats à terme sur obligations et de contrats de change à terme.

Relations de couverture

La  Société  utilise  des  instruments  financiers  dérivés  pour  gérer  son  exposition  aux  risques  de  taux  d’intérêt  sur  le 
financement par emprunt. La politique de la Société consiste à ne pas utiliser les instruments financiers dérivés à des fins 
de transaction ou de spéculation.

Les instruments dérivés qui constituent des couvertures économiques, mais qui ne sont pas admissibles à la comptabilité 
de couverture, sont constatés dans les états consolidés de la situation financière à la juste valeur, et les variations de la 
juste valeur sont comptabilisées dans le résultat. La Société n’utilise pas la comptabilité de couverture pour ses instruments 
financiers dérivés.

Comptabilisation des produits

Les produits sont comptabilisés selon la comptabilité d’exercice au moment de la livraison de l’électricité à des tarifs qui 
sont conformes aux contrats d’achat d’électricité (« CAÉ ») conclus auprès des services d’électricité acquéreurs, ou au 
moment  de  la  réception  d’indemnités  versées  par  des  assureurs  ou  des  fournisseurs  pour  pertes  de  revenus  s’il  est 
pratiquement certain que l’indemnité sera reçue.

Aide publique

L’aide publique sous la forme de subventions ou de crédits d’impôt à l’investissement remboursable est comptabilisée 
dans les états financiers consolidés lorsqu’il y a une assurance raisonnable que la Société a respecté toutes les conditions 
inhérentes à l’obtention de cette aide.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 60

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

La Société a droit à des subventions dans le cadre de l’initiative écoÉnergie. Les subventions sont de l’ordre de 1 ¢ par 
kilowattheure  produit  aux  installations  hydroélectriques Ashlu  Creek,  Fitzsimmons  Creek,  Douglas  Creek,  Fire  Creek, 
Stokke Creek, Tipella Creek, Lamont Creek, Upper Stave River et Umbata Falls et aux parcs éoliens de Carleton, de Baie-
des-Sables et de L’Anse-à-Valleau au cours des dix premières années suivant la mise en service commerciale de chaque 
installation. En vertu des accords d’achat d’électricité, la Société doit transférer à Hydro-Québec 75 % de la subvention 
relative  aux  parcs  éoliens  de  Carleton,  de  Baie-des-Sables  et  de  L’Anse-à-Valleau.  Le  montant  brut  des  subventions 
obtenues dans le cadre de l’initiative écoÉnergie de 12 693 $ (12 136 $ en 2011) est inclus dans les produits opérationnels, 
et le transfert à Hydro-Québec de 75 % de la subvention relative aux parcs éoliens de Carleton, de Baie-des-Sables et 
de L’Anse-à-Valleau est inclus dans les charges opérationnelles.

La Société engage des dépenses au titre du développement d’énergie renouvelable, qui donnent droit à des crédits d’impôt 
à  l’investissement  remboursables.  Ces  crédits  d’impôt  sont  établis  en  fonction  des  montants  que  la  direction  prévoit 
recouvrer  et  ils  peuvent  faire  l’objet  d’une  vérification  par  les  autorités  fiscales.  Les  crédits  d’impôt  à  l’investissement 
concernant les dépenses au titre du développement d’énergie renouvelable sont comptabilisés sous forme de réduction 
du coût des actifs ou des dépenses auxquels ils se rapportent.

Paiement fondé sur des actions

La Société évalue les attributions d’options sur actions réglées en instruments de capitaux propres au moyen de la méthode 
de la comptabilisation à la juste valeur. La charge est évaluée à la juste valeur de l’attribution, à la date d’attribution, et 
est comptabilisée sur la période d’acquisition des droits d’après l’estimation de la Société en ce qui a trait au nombre de 
droits relatifs aux options qui vont éventuellement devenir acquis. Les droits relatifs aux attributions d’options sur actions 
réglées en instruments de capitaux propres qui deviennent acquis graduellement sont comptabilisés comme une attribution 
distincte et évalués à la juste valeur de façon séparée. La juste valeur des options est amortie au résultat sur la période 
d’acquisition des droits avec montant correspondant au titre du paiement fondé sur des actions dans les capitaux propres. 
Dans le cas des options frappées d’extinction avant l’acquisition des droits, les charges de rémunération qui avaient déjà 
été comptabilisées et le montant correspondant au titre du paiement fondé sur des actions dans les capitaux propres sont 
contrepassés. Lorsque les options sont exercées, le montant correspondant au titre du paiement fondé sur des actions 
dans les capitaux propres et le produit reçu par la Société sont portés au crédit du capital social.

Écart de change

La Société et ses filiales déterminent chacune leur monnaie fonctionnelle sur la base de la monnaie de l’environnement 
économique  principal  dans  lequel  elles  exercent  leurs  activités.  La  monnaie  fonctionnelle  de  la  Société  est  le  dollar 
canadien. Les transactions libellées en une devise autre que la monnaie fonctionnelle de l’entité sont converties au taux 
de change en vigueur à la date de transaction. Les écarts de change connexes sont inclus dans le résultat net de chaque 
entité pour la période au cours de laquelle ils surviennent.

Les opérations à l’étranger de la Société sont converties dans la monnaie de présentation de la Société, soit le dollar 
canadien, à des fins d’inclusion dans les états financiers consolidés. Les actifs et les passifs monétaires et non monétaires 
libellés en devises étrangères des établissements à l’étranger sont convertis au taux de change en vigueur à la fin de la 
période de présentation de l’information financière. Les produits et les charges sont convertis au taux de change en vigueur 
à la date de transaction. L’écart de change connexe est inclus dans les autres éléments du résultat global, et le cumul de 
l’écart est présenté dans le cumul des autres éléments du résultat global. Les montants antérieurement comptabilisés 
dans  le  cumul  des  autres  éléments  du  résultat  global  sont  comptabilisés  dans  le  résultat  lorsqu’une  réduction  de 
l’investissement net survient.

La Société désigne une portion de sa dette libellée en dollars américains comme couverture de son placement dans ses 
établissements à l’étranger dont la monnaie fonctionnelle est le dollar américain. L’écart de change sur la portion de sa 
dette désignée comme couverture est inclus dans les autres éléments du résultat global, et le cumul de l’écart est présenté 
dans le cumul des autres éléments du résultat global. L’écart lié à la tranche de la dette qui excède le placement dans les 
filiales étrangères est comptabilisé immédiatement en résultat. L’écart sur les instruments de couverture liés à la tranche 
efficace de la couverture accumulé dans la réserve au titre de l’écart de change est reclassé en résultat de la même façon 
que l’écart de change lié aux établissements à l’étranger. La Société prépare une documentation en bonne et due forme 
concernant cette couverture. La Société détermine à chacun des trimestres si la relation de couverture permet de compenser 
efficacement l’écart de change sur son placement dans ses établissements à l’étranger dont la monnaie fonctionnelle est 
le dollar américain.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 61

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Impôt sur le résultat

L’impôt  exigible  et  l’impôt  différé  sont  comptabilisés  en  résultat,  sauf  dans  la  mesure  où  l’impôt  est  généré  par  un 
regroupement d’entreprises ou par des éléments comptabilisés en autres éléments du résultat global ou directement en 
capitaux propres.

L’impôt exigible correspond au montant prévu de l’impôt sur le bénéfice imposable ou la perte fiscale pour l’exercice, 
calculé selon les taux d’imposition adoptés ou quasi adoptés à la date de clôture et compte tenu de tout ajustement lié 
aux exercices précédents.

L’impôt différé est comptabilisé relativement aux différences temporaires entre la valeur comptable des actifs et des passifs 
aux fins de la présentation de l’information financière et la valeur utilisée aux fins de l’impôt. L’impôt différé est calculé 
selon  le  taux  d’impôt  qui  devrait  être  appliqué  aux  différences  temporaires  lorsqu’elles  se  résorberont,  selon  les  lois 
adoptées ou quasi adoptées à la date de clôture.

En ce qui a trait aux filiales, l’impôt différé n’est pas comptabilisé pour les différences temporaires entre la valeur comptable 
des placements et leur valeur fiscale, à moins que ces différences doivent se résorber dans un avenir prévisible.

Des actifs d’impôt différé sont comptabilisés dans la mesure où il est probable qu’il existera un bénéfice imposable auquel 
pourront être imputées les différences temporaires.

Bénéfice par action

Le bénéfice de base par action est calculé en divisant le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires par le nombre 
moyen pondéré d’actions en circulation au cours de l’exercice.

La Société utilise la méthode du rachat d’actions pour calculer le bénéfice dilué par action. Le bénéfice dilué par action 
est calculé de la même manière que le bénéfice de base par action, sauf que le nombre moyen pondéré d’actions en 
circulation  est  majoré  du  nombre  d’actions  supplémentaires  découlant  de  la  conversion  présumée  des  débentures 
convertibles et de l’exercice présumé des options sur actions et des bons de souscription, si l’effet est dilutif. Le nombre 
d’actions supplémentaires est calculé en supposant que les débentures convertibles ont été converties et que les options 
sur actions en circulation ont été exercées, et que le produit de ces exercices a été utilisé pour acquérir des actions au 
prix moyen de marché au cours de l’exercice. 

4.  JUGEMENTS COMPTABLES CRITIQUES ET SOURCES PRINCIPALES D’INCERTITUDE RELATIVE 

AUX ESTIMATIONS

Principales estimations et hypothèses

La  préparation  d’états  financiers  conformes  aux  IFRS  exige  que  la  direction  fasse  des  estimations  et  formule  des 
hypothèses. Ces estimations et ces hypothèses ont une incidence sur les actifs et les passifs présentés, sur la présentation 
des actifs et des passifs éventuels à la date des états financiers de même que sur les montants comptabilisés à l’égard 
des produits et des charges au cours de la période concernée. Les résultats réels pourraient différer de ces estimations. 
Au cours de la période considérée, la direction a fait un certain nombre d’estimations et formulé des hypothèses portant 
notamment sur le calcul de la juste valeur des actifs acquis et des passifs repris dans les acquisitions d’entreprises, la 
dépréciation d’actifs, les durées d’utilité et le caractère recouvrable des immobilisations corporelles et incorporelles, l’impôt 
différé, les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations de même que sur la juste valeur des actifs et des 
passifs financiers, y compris les instruments financiers dérivés. Ces estimations et ces hypothèses se fondent sur les 
conditions de marché actuelles, sur la ligne de conduite que la direction prévoit adopter, de même que sur des hypothèses 
concernant les activités et les conditions économiques à venir. Les montants inscrits pourraient varier considérablement 
dans la mesure où les hypothèses et les estimations devaient changer. Ces estimations font l’objet d’une révision périodique. 
Au fur et à mesure que des ajustements s’avèrent nécessaires, ceux-ci sont constatés dans les résultats de la période au 
cours de laquelle ils sont effectués.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 62

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Jugements et estimations critiques

Juste valeur des instruments financiers

Certains instruments financiers, tels que les instruments financiers dérivés, sont comptabilisés dans les états consolidés 
de la situation financière à la juste valeur, et les variations de celle-ci sont reflétées dans le résultat. La juste valeur de 
certains instruments financiers est estimée au moyen de techniques d’évaluation compte tenu de plusieurs hypothèses 
liées, notamment, aux taux d’intérêt, aux écarts de taux et aux risques.

Durée d’utilité des immobilisations corporelles

Les immobilisations corporelles représentent une partie importante du total de l’actif de la Société. La Société estime la 
durée d’utilité des immobilisations corporelles sur une base annuelle et ajuste l’amortissement de façon prospective, si 
nécessaire.

Perte de valeur du goodwill

La Société effectue un certain nombre d’estimations aux fins du calcul de la valeur recouvrable du goodwill au moyen des 
flux de trésorerie futurs actualisés ou d’autres méthodes d’évaluation. Ces estimations comprennent le taux de croissance 
présumé des flux de trésorerie futurs, le nombre d’années utilisé dans le modèle du calcul des flux de trésorerie et le taux 
d’actualisation.

Perte de valeur des immobilisations corporelles et des immobilisations incorporelles

La Société effectue un certain nombre d’estimations aux fins du calcul de la juste valeur au moyen des flux de trésorerie 
futurs actualisés ou d’autres méthodes d’évaluation. Ces estimations comprennent le taux de croissance présumé des 
flux de trésorerie futurs, le nombre d’années utilisé dans le modèle du calcul des flux de trésorerie et le taux d’actualisation.

Juste valeur des acquisitions d’entreprises

La Société procède à un certain nombre d’estimations lorsqu’elle répartit la juste valeur aux actifs acquis et aux passifs 
repris  dans  le  cadre  d’une  acquisition  d’entreprise.  La  juste  valeur  estimative  est  calculée  au  moyen  de  techniques 
d’évaluation compte tenu de plusieurs hypothèses liées, notamment, à la production, aux bénéfices, aux charges, aux 
taux d’intérêt et aux taux d’actualisation.

Impôt sur le résultat

Le calcul de l’impôt sur le résultat nécessite de faire preuve de jugement pour interpréter les règles et règlements fiscaux. 
Les déclarations de revenus de la Société sont également assujetties à des audits dont l’issue peut modifier le montant 
des actifs et des passifs d’impôt exigible et différé. La Société estime avoir établi des montants suffisants pour ce qui est 
des questions fiscales en cours, en fonction de l’information actuellement disponible. La direction doit exercer son jugement 
pour établir les montants à comptabiliser au titre des actifs et des passifs d’impôt différé. En particulier, il lui faut faire 
preuve de discernement pour évaluer à quel moment surviendra le renversement des différences temporaires auxquelles 
les taux d’imposition différés sont appliqués. De surcroît, le montant des actifs d’impôt différé, qui est limité au montant 
dont la réalisation est jugée probable, est estimé en tenant compte du moment, des sources et du niveau du bénéfice 
imposable futur.

5.  ACQUISITIONS D’ENTREPRISES

a)  Acquisition de Brown Miller Power L.P.

Le 12 octobre 2012, la Société a conclu l’acquisition de toutes les parts émises et en circulation de Brown Miller 
Power L.P., le propriétaire des centrales hydroélectriques au fil de l’eau Brown Lake et Miller Creek situées en 
Colombie-Britannique. La contrepartie en espèces totale, sous réserve de certains ajustements, s’est chiffrée à 
environ 68 635 $.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 63

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

L’énergie produite par ces installations est vendue en totalité à British Columbia Hydro and Power Authority, aux 
termes de deux CAÉ dont les durées restantes viennent à échéance en 2016 et en 2023, respectivement, pour la 
centrale Brown Lake et pour la centrale Miller Creek.

Les flux de trésorerie additionnels tirés des actifs acquis devraient augmenter davantage les liquidités de la Société 
et sa capacité à financer le développement de projets futurs. L’acquisition des installations de Brown Miller Power 
L.P. a permis d’ajouter une puissance installée nette additionnelle d’environ 40,2 MW au portefeuille de centrales 
hydroélectriques en exploitation de la Société.

Le tableau suivant reflète la répartition initiale du prix d’achat :

Débiteurs
Charges payées d’avance et autres
Immobilisations corporelles
Immobilisations incorporelles
Passifs courants
Impôt différé
Actifs nets acquis

429
153
64 391
13 436
(9)
(9 765)
68 635

Le prix d’achat et la répartition du prix d’achat estimatifs demeurent assujettis à la finalisation de l’évaluation des 
immobilisations corporelles, des immobilisations incorporelles, de l’impôt différé et des ajustements conséquents.

Les coûts de transaction liés à cette acquisition ont été comptabilisés à titre de coûts de transaction du regroupement 
d’entreprises conformément à IFRS 3.

Si l’acquisition avait eu lieu le 1er janvier 2012, les produits et la perte consolidés auraient été de 184 606 $ et de 
6 123 $, respectivement, pour l’exercice clos le 31 décembre 2012.

Les montants des produits et de la perte nette de Brown Miller Power L.P. depuis le 12 octobre 2012 présentés 
dans le compte consolidé de résultat se sont chiffrés à 1 013 $ et à 137 $, respectivement, pour la période de 
81 jours close le 31 décembre 2012.

b)  Acquisition de Cloudworks Energy Inc.

Le 4 avril 2011, la Société a conclu l’acquisition de la totalité des actions émises et en circulation de Cloudworks 
Energy Inc. (« Cloudworks ») (l’« acquisition de Cloudworks »). La contrepartie totale s’est chiffrée à 191 083 $, 
dont une tranche de 149 669 $ était payable en espèces (la « contrepartie en espèces »), une tranche de 39 018 $ 
était payable au moyen d’un placement privé d’actions ordinaires de la Société, au prix de 9,75 $ par action ordinaire, 
et une tranche de 2 396 $ devra être payée au moyen d’une contrepartie conditionnelle déterminée en fonction du 
rendement du portefeuille d’actifs de Cloudworks. 

Le portefeuille d’actifs de Cloudworks comprend une participation de 50,01 % dans six centrales hydroélectriques 
au  fil  de  l’eau  d’une  puissance  installée  brute  combinée  de  150 mégawatts  (les  « centrales  en  exploitation  de 
Harrison »), la propriété exclusive de projets d’hydroélectricité au fil de l’eau de 81 MW qui en sont au stade de 
développement  et  qui  font  l’objet  de  CAÉ  d’une  durée  de  40 ans  ainsi  que  la  propriété  exclusive  de  projets 
d’hydroélectricité au fil de l’eau qui en sont à différents stades de développement et dont la puissance installée 
potentielle se chiffre à plus de 800 MW.

L’énergie produite par ces installations est vendue en totalité à British Columbia Hydro and Power Authority, aux 
termes de CAÉ d’une durée de 40 ans.

Les flux de trésorerie additionnels tirés des actifs acquis devraient augmenter davantage les liquidités de la Société 
et sa capacité à financer le développement de projets futurs. En ajoutant à son portefeuille d’actifs les centrales 
hydroélectriques à faibles risques mises en service récemment, la Société estime qu’elle améliore la stabilité de 
ses flux de trésorerie et la durabilité de son dividende. En outre, l’opération devrait avoir un effet positif sur les flux 
de trésorerie disponibles par action lors de la mise en service de trois projets hydroélectriques au fil de l’eau en 
développement faisant l’objet de CAÉ d’une durée de 40 ans et ayant une puissance installée potentielle de 81 MW. 
De plus, grâce à l’opération, la Société a accru considérablement sa présence en Colombie-Britannique. 

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 64

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Pour financer la contrepartie en espèces, la Société a vendu des bons de souscription de la Société par voie de 
prise ferme par l’intermédiaire d’un syndicat de preneurs fermes. L’entente avec le syndicat prévoyait l’émission de 
17 750 000 reçus  de  souscription  au  prix  de  9,35 $  le  reçu  de  souscription  afin  de  générer  un  produit  brut  de 
165 963 $. Le produit du financement par reçu de souscription a été détenu en mains tierces jusqu’à la conclusion 
de l’acquisition de Cloudworks. Les reçus de souscription ont donc été échangés contre des actions ordinaires de 
la  Société  lors  de  la  conclusion  de  l’acquisition  de  Cloudworks  à  raison  de  un  pour  une,  sans  contrepartie 
additionnelle. 

i.  Le produit net tiré des reçus de souscription et du placement privé a été déterminé comme suit :

Actions émises (en milliers)
Prix des actions (en dollars par action)
Valeur des actions émises
Frais d’émission
Paiement d’équivalent de dividende remboursé

aux porteurs de souscriptions

Produit net

Reçus de
souscription

Placement privé

Total

17 750
9,35
165 963
(7 806)

(2 436)
155 721

3 999
9,75
39 018

39 018

21 749
9,42
204 981
(7 806)

(2 436)
194 739

Une tranche totalisant 188 687 $ du produit net de 194 739 $ a été utilisée aux fins de l’acquisition de Cloudworks. 
Le solde a été utilisé par la Société pour accroître sa flexibilité financière, pour réduire sa dette et pour les besoins 
généraux de l’entreprise.

ii.  Le prix d’achat total a été calculé comme suit :

Prix d’achat versé aux vendeurs
Contreparties conditionnelles
Total du prix d’achat

iii.  Le tableau suivant reflète la répartition finale du prix d’achat :

Trésorerie et équivalents de trésorerie
Liquidités et placements à court terme soumis à 

restrictions

Débiteurs
Charges payées d’avance et autres
Comptes de réserve
Immobilisations corporelles
Immobilisations incorporelles
Frais de développement liés aux projets
Actifs d’impôt différé
Autres actifs à long terme
Fournisseurs et autres créditeurs
Tranche à court terme de la dette à long terme
Dette à long terme
Passifs d’impôt différé
Participations ne donnant pas le contrôle
Actifs nets acquis

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 65

188 687
2 396
191 083

Répartition finale
du
prix d’achat

4 942

37 693
3 080
211
28 601
438 541
235 974
100 746
1 654
2 936
(14 471)
(6 963)
(459 273)
(67 620)
(114 968)
191 083

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Les coûts de transaction liés à l’acquisition ont été comptabilisés à titre de coûts de transaction du regroupement 
d’entreprises conformément à IFRS 3.

iv.  La convention d’achat d’actions prévoit une contrepartie conditionnelle potentielle consistant en des montants 
supplémentaires versés aux vendeurs en fonction du résultat sur une période de plus de 40 ans. La juste valeur 
de marché de la contrepartie conditionnelle à payer était estimée à 2 396 $. Pour de plus amples renseignements, 
se reporter à la note 24.

v.  Si l’acquisition avait eu lieu le 1er janvier 2011, les produits et la perte consolidés auraient été de 154 650 $ et 

de 50 675 $, respectivement, pour l’exercice clos le 31 décembre 2011. 

Les montants des produits et de la perte nette de Cloudworks Energy Inc. depuis le 4 avril 2011 présentés dans 
le  compte  consolidé  de  résultat  se  sont  chiffrés  à  46 595 $  et  à  141 $,  respectivement,  pour  la  période  de 
271 jours close le 31 décembre 2011. 

c)  Acquisition du projet d’énergie solaire Stardale

Le 20 avril 2011, la Société a conclu l’acquisition de la totalité des actions émises et en circulation de Solaris Energy 
Partners Inc. (« Solaris »). La contrepartie totale s’est chiffrée à 11 778 $, dont une tranche de 11 175 $ était payable 
en espèces, et une tranche de 603 $ était payable au moyen d’une contrepartie conditionnelle. Solaris détenait les 
droits de développement du projet d’énergie solaire photovoltaïque Stardale (le « projet Stardale »), d’une puissance 
de 33,2 MWCC, et situé en Ontario, au Canada. 

L’énergie produite par le projet Stardale est vendue en totalité à Ontario Power Authority, aux termes de CAÉ d’une 
durée de 20 ans.

Avec l’acquisition du projet Stardale, la Société s’est positionnée dans un nouveau secteur. La technologie solaire 
a fait ses preuves : elle est fiable et simple. La Société est d’avis que les risques liés à l’exploitation sont minimes. 
En outre, le soleil fournit une ressource stable et prévisible, qui donnera lieu, selon la Société, à des flux de trésorerie 
stables générés par le projet Stardale pour les 20 prochaines années et plus.

Le prix d’achat total a été calculé comme suit :

Prix d’achat versé aux vendeurs
Contrepartie conditionnelle
Total du prix d’achat

Le tableau suivant reflète la répartition finale du prix d’achat :

Trésorerie et équivalents de trésorerie
Débiteurs
Immobilisations corporelles
Immobilisations incorporelles
Autres actifs à long terme
Passifs d’impôt différé

11 175
603
11 778

Répartition finale du
prix d’achat
1
59
3 722
9 538
600
(2 142)
11 778

Les coûts de transaction liés à l’acquisition ont été comptabilisés à titre de coûts de transaction du regroupement 
d’entreprises conformément à IFRS 3.

La  convention  d’achat  d’actions  prévoit  une  contrepartie  conditionnelle  potentielle  consistant  en  des  montants 
supplémentaires versés aux vendeurs en fonction du résultat sur une période de trois ans. La juste valeur de marché 
de la contrepartie conditionnelle à payer était estimée à 603 $. Pour de plus amples renseignements, se reporter à 
la note 24.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 66

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Si l’acquisition avait eu lieu le 1er janvier 2011, les produits et la perte nette consolidés auraient été identiques pour 
l’exercice clos le 31 décembre 2011, car le projet était en construction et les coûts ont été inscrits à l’actif.

Les montants des produits et du bénéfice du projet d’énergie solaire Stardale depuis le 20 avril 2011 qui sont présentés 
dans le compte consolidé de résultat étaient de néant pour la période de 255 jours close le 31 décembre 2011.

6. 

INSTRUMENTS FINANCIERS DÉRIVÉS

La Société comptabilise des instruments financiers dérivés incorporés séparément des contrats hôtes. Ces instruments 
financiers se rapportent à des clauses d’inflation minimale de 3 % des prix de vente incorporées à certains CAÉ avec 
Hydro-Québec. La Société ne prévoit aucun défaut de remboursement de la part de la contrepartie. La juste valeur de ces 
instruments  financiers  est  évaluée  selon  les  estimations  des  produits  en  fonction  des  moyennes  à  long  terme  de  la 
production prévue de chacune des centrales. Elle varie en fonction de l’écart entre le taux d’inflation minimale de 3 % et 
le taux d’inflation à long terme, estimé à 2 % au 31 décembre 2012, pour la durée restante de ces contrats, actualisé à 
un taux de 3,06 %. L’effet escompté d’une hausse du taux d’inflation à long terme de 0,1 % réduirait la juste valeur de ces 
instruments financiers de 822 $. Une baisse du taux d’inflation à long terme de 0,1 % augmenterait la juste valeur de ces 
instruments financiers de 818 $. 

La Société détient des swaps de taux d’intérêt à terme et des contrats à terme sur obligation (« instruments de couverture 
du taux d’intérêt ») qui lui permettent d’éliminer son exposition aux taux d’intérêt variables payables sur la tranche de sa 
dette à long terme qui est couverte par de tels contrats. Les contrats ont comme contreparties d’importantes institutions 
financières, et la Société ne prévoit pas de défaut de règlement de leur part. L’effet escompté d’une hausse de la courbe 
des taux swap de 0,1 % augmenterait de 5 447 $ la juste valeur de ces instruments financiers. Inversement, une baisse 
de la courbe des taux swap de 0,1 % diminuerait de 5 523 $ la juste valeur de ces instruments financiers.

La Société détient des contrats de change à terme qui lui permettent d’éliminer le risque que constituerait toute appréciation 
de l’euro par rapport au dollar canadien sur les achats de matériel. Les contrats de change à terme viendront à échéance 
en 2013. L’incidence estimée d’une hausse du dollar canadien de 0,01 $ par rapport à 1,00 € diminuerait de 67 $ la juste 
valeur de ces instruments financiers. Inversement, une baisse du dollar canadien de 0,01 $ par rapport à 1,00 € se traduirait 
par une augmentation de 67 $ de la juste valeur de ces instruments financiers.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 67

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2012
Rapprochement des évaluations à la juste valeur des actifs financiers

Contrats de 
change à terme 
(niveau 2)

Instruments de
couverture du
taux d’intérêt
(niveau 2)

Clauses
d’inflation
(niveau 3)

Total

Au 1er janvier 2012
Variation de la juste valeur des 
instruments financiers dérivés

Règlements

Profit net (perte nette) latent(e) sur 
instruments financiers dérivés
Au 31 décembre 2012

—

423
—

423
423

—

—
—

—
—

10 039

10 039

(1 648)
—

(1 648)
8 391

(1 225)
—

(1 225)
8 814

Rapprochement des évaluations à la juste valeur des passifs financiers

Contrats de 
change à terme 
(niveau 2)

Instruments de
couverture du
taux d’intérêt
(niveau 2)

Clauses
d’inflation
(niveau 3)

Au 1er janvier 2012
Variation de la juste valeur des 
instruments financiers dérivés
Règlements

Profit net latent sur instruments 
financiers dérivés
Au 31 décembre 2012

—

—
—

—
—

91 445

4 560
(14 127)

(9 567)
81 878

Total

91 445

4 560
(14 127)

(9 567)
81 878

—

—
—

—
—

Le classement de tous les actifs et passifs financiers selon la hiérarchie des justes valeurs est demeuré stable en 2012.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 68

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2011
Rapprochement des évaluations à la juste valeur des actifs financiers

Au 1er janvier 2011
Variation de la juste valeur des 
instruments financiers dérivés

Règlements

Perte nette latente sur instruments 
financiers dérivés
Au 31 décembre 2011

Instruments de
couverture du
taux d’intérêt
(niveau 2)

Clauses
d’inflation
(niveau 3)

Total

322

(322)

—

(322)
—

10 891

11 213

(852)

—

(852)
10 039

(1 174)

—

(1 174)
10 039

Rapprochement des évaluations à la juste valeur des passifs financiers

Au 1er janvier 2011
Variation de la juste valeur des 
instruments financiers dérivés

Règlements

Perte nette latente sur instruments 
financiers dérivés

Au 31 décembre 2011

Présentés dans les états financiers

Instruments de
couverture du
taux d’intérêt
(niveau 2)

Clauses
d’inflation
(niveau 3)

31 140

60 305

—

60 305
91 445

Total

31 140

60 305

—

60 305
91 445

—

—

—

—
—

Aux
Actifs courants – Instruments financiers dérivés
Actifs non courants – Instruments financiers dérivés
Passifs courants – Instruments financiers dérivés
Passifs non courants – Instruments financiers dérivés

31 décembre 2012

31 décembre 2011

2 116
6 698
(17 855)
(64 023)
(73 064)

1 791
8 248
(20 287)
(71 158)
(81 406)

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 69

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Risque de taux d’intérêt

Les modalités des contrats réduisant le risque de fluctuation des taux d’intérêt de la Société sont les suivantes :

Contrats

Contrats à terme sur obligations à des taux 
variant de 2,00 % à 2,88 %
Swaps de taux d’intérêt à des taux variant de
3,96 % à 4,09 %

Swap de taux d’intérêt au taux de 4,27 %
Swap de taux d’intérêt au taux de 4,41 %
Swap de taux d’intérêt au taux de 4,27 %

Swaps de taux d’intérêt à des taux variant de
4,83 % à 4,93 %, amortis

Swaps de taux d’intérêt à des taux variant de
3,35 % à 3,45 %, amortis

Swaps de taux d’intérêt à des taux variant de
3,74 % à 3,85 %, amortis

Swap de taux d’intérêt au taux de 4,22 %,
amorti

Swap de taux d’intérêt au taux de 4,25 %,
amorti
Swaps de taux d’intérêt à des taux variant de
3,98 % à 4,11 %, amortis
Swaps de taux d’intérêt à des taux variant de
4,61 % à 4,70 %, amortis

Swap de taux d’intérêt au taux de 2,85 %,
amorti

Échéance

Option de 
résiliation 
anticipée

31 décembre
2012

31 décembre
2011

Valeur nominale

2013

2015
2016
2018
2018

2026

2027

2030

2030

2031

2034

2035

2041

Aucune

Aucune
Aucune
2013
2013

Aucune

2013

Aucune

2016

2016

Aucune

2025

2016

52 500

15 000
3 000
30 000
52 600

43 514

42 792

137 500

15 000
3 000
30 000
52 600

45 705

45 605

101 780

101 996

30 021

47 323

23 392

31 690

49 940

23 885

105 031

107 111

19 853
566 806

20 100
664 132

La Société a conclu des ententes de couverture pour atténuer le risque de fluctuation des taux d’intérêt sur sa dette à 
long terme. Les taux sur ces ententes représentent les taux d’intérêt, excluant la marge applicable.

Les modalités du contrat réduisant le risque de change de la Société sont les suivantes :

Contrat

Contrats à terme de gré à gré en 
euro, au taux de change de 
1,25 $ CAN pour 1 €

Échéance

Option de résiliation 
anticipée

31 décembre 2012

31 décembre 2011

Valeur nominale

2013

Aucune

6 781
6 781

—
—

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 70

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

7.  CHARGES OPÉRATIONNELLES

Salaires

Assurances

Exploitation et entretien

Impôts fonciers et redevances

31 décembre 2012

31 décembre 2011

2 742

1 812

13 370

11 209

29 133

2 450

1 423

12 161

8 192

24 226

Les amortissements comptabilisés dans les comptes consolidés de résultat sont principalement liés aux charges 
opérationnelles engagées pour générer des produits opérationnels.

8.  CHARGES FINANCIÈRES

Intérêts sur la dette à long terme et 

les débentures convertibles

Intérêts compensatoires au titre de l’inflation

Amortissement des frais de financement

Amortissement de la réévaluation de la dette à long terme

et des débentures convertibles

Charge de désactualisation des obligations liées à la mise 

hors service d’immobilisations

Charge de désactualisation des contreparties

conditionnelles

31 décembre 2012

31 décembre 2011

57 214

3 362

729

1 526

222

228

63 281

44 101

7 199

231

1 084

330

177

53 122

9.  AUTRES CHARGES (PRODUITS), MONTANT NET

Coûts de transaction
Perte réalisée sur instruments financiers dérivés
Profit de change réalisé
(Profit) perte sur les contreparties éventuelles
Autres produits, montant net
Dépréciation des prêts
Indemnisation d'un entrepreneur

31 décembre 2012

31 décembre 2011

2 766
14 127
(111)
(357)
(1 128)
1 000
(770)
15 527

1 863
—
—
1 858
(1 028)
—
—
2 693

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 71

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

10.  RÉMUNÉRATION DES PRINCIPAUX MEMBRES DE LA DIRECTION

Le tableau suivant présente les charges comptabilisées par la Société à l’égard des principaux membres de la direction. 
Les membres du conseil d’administration ainsi que le président et tous les vice-présidents font partie de ce groupe.

Salaires et avantages à court terme

Jetons de présence des membres du conseil
d’administration

Indemnités de fin de contrat de travail

Régime à long terme d’attribution d’actions liées au 
rendement 
Paiement fondé sur des actions

31 décembre 2012

31 décembre 2011

3 936

578
227

767
298
5 806

4 437

526
390

—
433
5 786

11.  AVANTAGES DU PERSONNEL

Les charges comptabilisées par la Société au titre des avantages du personnel comprennent les salaires et les avantages 
à court terme. Ces charges ont été comptabilisées dans les catégories suivantes :

Charges opérationnelles
Frais généraux et administratifs
Charges liées aux projets potentiels
Coûts de transaction
Facturées aux partenaires
Incorporées aux immobilisations corporelles
Incorporées aux frais de développement liés aux projets

31 décembre 2012

31 décembre 2011

2 742
4 058
2 147
1 059
1 030
3 737
1 693
16 466

2 450
4 621
1 933
929
493
1 950
1 950
14 326

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 72

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

12.  IMPÔT SUR LE RÉSULTAT

a) 

Impôt comptabilisé en résultat net

Impôt exigible

Charge d’impôt exigible pour l’exercice considéré
Ajustements comptabilisés dans l’exercice considéré 
relativement à la charge (l’économie) d’impôt exigible 
des exercices précédents

Impôt différé
Charge (économie) d’impôt différé comptabilisée pour 
l’exercice considéré

Réduction des taux d’imposition différés

Augmentation des taux d’imposition différés attribuable à 
une restructuration interne

Variation des différences temporaires imposables 
comptabilisées au titre d’une filiale ayant une 
participation ne donnant pas le contrôle

Ajustements comptabilisés dans l’exercice considéré 
relativement à l’impôt différé des exercices précédents 

Total de la charge (de l’économie) d’impôt comptabilisée 
pour l’exercice considéré relativement aux activités 
poursuivies

31 décembre 2012

31 décembre 2011

2 039

(69)
1 970

121

—

2 113

1 999

560
4 793

6 763

464

—
464

(13 510)

(433)

—

—

115
(13 828)

(13 364)

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 73

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Le tableau suivant présente un rapprochement du total de la charge (l’économie) d’impôt et du bénéfice comptable pour 
l’exercice :

31 décembre 2012

31 décembre 2011

Bénéfice (perte) avant impôt sur le résultat
Taux d’imposition canadien prévu par la loi

Charge (économie) d’impôt sur le résultat calculée selon 
le taux d’imposition prévu par la loi

Éléments ayant une incidence sur le taux d’imposition
prévu par la loi :
Bénéfice exonéré d’impôt
Charges non déductibles
Comptabilisation des pertes fiscales

Incidence des pertes fiscales non comptabilisées 
antérieurement et inutilisées et des différences 
temporaires déductibles maintenant comptabilisées à 
titre d’actifs d’impôt différé

Bénéfice imposable à un taux supérieur au taux
d’imposition canadien prévu par la loi

Diminution des taux d’imposition différés

Augmentation des taux d’imposition différés attribuable à 
une restructuration interne

Variation des différences temporaires imposables 
comptabilisées au titre d’une participation ne donnant 
pas le contrôle

Augmentation des différences temporaires imposables 
relativement aux placements dans des filiales

Impôt sur les dividendes sur les actions privilégiées

 Ajustements comptabilisés dans l’exercice considéré 
relativement à l’impôt exigible des exercices précédents

Ajustements comptabilisés dans l'exercice considéré 
relativement à l'impôt différé des exercices précédents

Charge d’impôt sur le résultat attribuée aux participations 
minoritaires dans des entités non imposables

Autres

Charge (économie) d’impôt comptabilisée en résultat net 

1 380

26,0 %

359

—
780
(227)

—

134

—

2 113

1 999

577

94

(69)

560

408

35

6 763

(57 068)

27,5 %

(15 694)

(187)
1 642
(325)

(572)

482

(433)

—

—

696

260

—

115

461

191

(13 364)

Le taux d’imposition pour 2012 et 2011 qui est utilisé dans le rapprochement ci-dessus correspond au taux d’imposition 
moyen combiné appliqué au bénéfice imposable des sociétés canadiennes en vertu des lois fiscales fédérale et provinciales. 
Le taux d’imposition fédéral applicable en 2012 a diminué, passant de 16,5 % à 15 %.

b) 

Impôt comptabilisé directement dans les capitaux propres

Impôt différé
Sur les opérations avec les propriétaires :
Frais d’émission d’actions déductibles sur cinq ans

Total de l’impôt comptabilisé directement dans les
capitaux propres

31 décembre 2012

31 décembre 2011

(2 864)

(2 864)

(2 030)

(2 030)

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 74

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

c) 

Impôt comptabilisé dans les autres éléments du résultat global

31 décembre 2012

31 décembre 2011

Impôt différé

Sur le bénéfice et les charges comptabilisés dans les 
autres éléments du résultat global :
Incidence de change à la conversion d’une filiale 
étrangère autonome

Incidence de change sur la tranche désignée de la dette 
libellée en dollars américains utilisée comme couverture 
du placement dans une filiale étrangère autonome

Total de la charge d’impôt comptabilisée directement dans 
les autres éléments du résultat global

d)  Actifs et passifs d’impôt exigible

Actifs d’impôt exigible
Avantages liés aux pertes fiscales à reporter en arrière
afin de recouvrer l’impôt payé au cours de périodes
antérieures
Remboursement d’impôt à recevoir

Passifs d’impôt exigible
Impôt à payer

e)  Soldes d’impôt différé

(12)

13

1

15

(15)

—

31 décembre 2012

31 décembre 2011

440
3
443

1 541

1 650
14
1 664

2 835

Le tableau suivant consiste en une analyse des actifs (passifs) d’impôt différé présentés dans les états consolidés de la 
situation financière :

Actifs d’impôt différé
Passifs d’impôt différé

31 décembre 2012

31 décembre 2011

5 846
(139 265)
(133 419)

24 485
(140 454)
(115 969)

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 75

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NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

f)  Différences temporaires déductibles, pertes fiscales inutilisées et crédits d’impôt inutilisés non comptabilisés

Pertes fiscales – nature courante
Pertes fiscales – nature capitale
Coûts de transaction

31 décembre 2012

31 décembre 2011

4 284
569
3 095
7 948

3 747
569
2 032
6 348

Les pertes fiscales non comptabilisées viendront à échéance graduellement entre 2023 et 2032.

13.  CALCUL DU BÉNÉFICE ATTRIBUABLE AUX ACTIONNAIRES ORDINAIRES

Le bénéfice net (la perte nette) de la Société est ajusté en fonction du dividende préférentiel sur les actions privilégiées 
de la façon suivante :

Bénéfice net (perte nette) attribuable aux propriétaires de 
la société mère

Dividendes déclarés sur les actions privilégiées de série A
Perte nette attribuable aux actionnaires ordinaires
Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires (en milliers)
Perte nette de base par action (en $)

Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires (en milliers)
Incidence des éléments dilutifs sur les actions ordinaires 
(en milliers) a)

Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires, dilué
(en milliers)

Perte nette diluée par action (en $) b)

31 décembre 2012

31 décembre 2011

1 405

(4 250)
(2 845)
86 557
(0,03)

86 557

151

86 708
(0,03)

(40 547)

(4 250)
(44 797)
75 681
(0,59)

75 681

74

75 755
(0,59)

a)  Au cours de l’exercice, 1 263 000 options sur actions (1 869 420 au 31 décembre 2011) et 7 558 684 actions qui 
peuvent être émises à la conversion de débentures convertibles (même nombre qu’au 31 décembre 2011) ont été 
exclues du calcul du nombre moyen pondéré dilué d’actions en circulation, car leur prix d’exercice était supérieur au 
cours de marché moyen des actions ordinaires durant l’exercice.

b)  Au cours de l’exercice, 1 473 684 options sur actions (808 024 au 31 décembre 2011) ont été exclues du calcul de 
la perte nette diluée par action, car elles avaient un effet antidilutif en raison de la perte nette attribuable aux actionnaires 
ordinaires.

14.  LIQUIDITÉS ET PLACEMENTS À COURT TERME SOUMIS À RESTRICTIONS

Comptes de chèques soumis à restrictions
Comptes de produits
Comptes de paiement affecté aux emprunts

31 décembre 2012

31 décembre 2011

7 676
73 539
6 596
87 811

22 820
24 056
6 539
53 415

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 78

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Dans le cadre de la convention de crédit de Kwoiek Creek L.P., la Société possède des comptes de chèques soumis à 
restrictions et un compte de produits soumis à restrictions. Le solde du produit de l’emprunt est détenu dans des comptes 
soumis à restrictions gérés par le prêteur de Kwoiek Creek, et les sommes sont transférées de temps en temps dans les 
comptes de chèques soumis à restrictions afin de financer la construction du projet Kwoiek Creek. Par ailleurs, les comptes 
de  chèques  soumis  à  restrictions  sont  utilisés  pour  payer  les  coûts  des  travaux  de  construction  exigibles  du  projet 
Kwoiek Creek et pour maintenir les montants liés aux retenues de garantie au titre de la construction qui seront libérés 
à la fin des travaux de construction du projet.

En ce qui a trait aux centrales en exploitation de Harrison, la Société maintient certains comptes de liquidités soumis à 
restrictions.

Conformément aux termes d’un acte de fiducie, le solde du produit de l’emprunt était détenu dans des comptes de produits 
soumis à restrictions gérés par la banque de New York en qualité de fiduciaire, et les restrictions auxquelles ils sont soumis 
ont été levées lorsque les clauses restrictives prévues aux termes de l’acte de fiducie ont été satisfaites au cours de 
l’exercice 2012.

Au titre des comptes de paiement affecté aux emprunts, un virement mensuel correspondant à un sixième du prochain 
paiement semestriel exigible en vertu des obligations prioritaires émises et en circulation de Harrison Hydro Finance Inc. 
(« HHFI ») ainsi qu’un virement mensuel correspondant à un tiers du prochain paiement trimestriel exigible en vertu des 
obligations  subordonnées  émises  et  en  circulation  de  HHFI  doivent  être  effectués.  Ces  montants  correspondent  aux 
remboursements devant être effectués aux termes de la convention de crédit sur les emprunts prioritaires et de la convention 
de crédit sur les emprunts subordonnés à HHFI, majorés de la marge d’intérêts exigée par HHFI. Les versements au titre 
des emprunts prioritaires et subordonnés sont prélevés sur ce compte à leur date d’échéance.

15.  DÉBITEURS

Créances clients
Taxes à la consommation
Crédits d’impôt à l’investissement
Paiement à recevoir au titre des immobilisations 
corporelles
Autres

31 décembre 2012

31 décembre 2011

19 145
10 307
1 487

15 257
4 590
50 786

15 643
14 445
1 497

4 130
1 179
36 894

La quasi-totalité des créances clients de la Société proviennent des ventes d’électricité effectuées à des services publics, 
y  compris  Hydro-Québec,  British  Columbia  Hydro,  Ontario  Electricity  Financial  Corporation,  Ontario  Power Authority, 
Hydro One Inc. et Idaho Power Company. Hydro-Québec a actuellement une cote de crédit de A+ attribuée par Standard 
& Poor’s (« S&P »). British Columbia Hydro and Power Authority a actuellement une cote de crédit de AAA attribuée par 
S&P. Le ministère de l’Énergie de l’Ontario a indiqué que la province d’Ontario, dont la cote de crédit attribuée par S&P 
est  actuellement  de AA-,  honorera  les  obligations  de  l’Ontario  Electricity  Financial  Corporation  et  de  l’Ontario  Power 
Authority en vertu des CAÉ auxquels elle est partie. Hydro One Inc. détient actuellement une cote de crédit de A+ attribuée 
par S&P, et la cote de crédit attribuée à Idaho Power Company par S&P est actuellement de BBB.

Une tranche du montant à recevoir au titre des immobilisations corporelles doit être payée par Hydro-Québec et est liée 
au parc éolien Gros Morne. Les taxes à la consommation et les crédits d’impôt à l’investissement doivent être reçus des 
gouvernements fédéral et provinciaux à la suite du développement et de la construction des projets.

La Société n’a comptabilisé aucune provision pour créances douteuses, car d’après son expérience, le risque est faible 
à cet égard. La Société ne détient aucune garantie précise à l’égard de ses débiteurs. Tous les débiteurs sont à recevoir 
à court terme.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 79

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

16.  COMPTES DE RÉSERVE

Au cours de l’exercice, les sommes détenues dans le compte de réserve pour l’énergie hydrologique/éolienne ont généré 
des revenus de placement de 283 $ (398 $ en 2011). 

Au cours de l’exercice, les sommes détenues dans le compte de réserve pour travaux d’entretien majeurs ont généré des 
revenus de placement de 23 $ (38 $ en 2011).

Le tableau suivant présente un sommaire de la variation des comptes de réserve :

Réserves au 1er janvier 2012
Investissements dans les réserves
Prélèvements
Incidence de la variation du taux de change
Réserves au 31 décembre 2012
Moins :
Tranche à court terme
Réserves au 31 décembre 2012

Réserve pour
l’énergie
hydrologique/
éolienne

39 045
10 287
(3 164)
(14)
46 154

(1 816)
44 338

Réserve
pour travaux
d’entretien majeurs
3 109
997
(1 511)

2 595

—
2 595

31 décembre 2012

Total

42 154
11 284
(4 675)
(14)
48 749

(1 816)
46 933

Réserves au 1er janvier 2011
Réserves acquises dans le cadre
d’acquisitions d’entreprises (note 5)

Investissements dans les réserves
Prélèvements
Incidence de la variation du taux 
de change

Réserves au 31 décembre 2011

Réserve pour
l’énergie
hydrologique/
éolienne

Réserve
pour travaux
d’entretien
majeurs

Réserve pour
nivellement

Total

31 décembre 2011

16 511

28 376
2 481
(8 414)

91
39 045

4 436

225
810
(2 372)

10
3 109

494

—
—
(494)

—
—

21 441

28 601
3 291
(11 280)

101
42 154

La Société a utilisé une partie des sommes détenues dans les comptes de réserve pour acquérir des placements permettant 
de générer des revenus additionnels afin de fournir davantage de stabilité. Au 31 décembre 2012, la valeur comptable et 
la valeur de marché des placements étaient les suivantes :

Placements des comptes de réserve
Titres garantis par le gouvernement
Placements à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie

Échéance
2013
2013
—

Valeur
de marché

Valeur comptable nette

621
11 280
36 848
48 749

621
11 280
36 848
48 749

La valeur de marché des titres garantis par le gouvernement des États-Unis est établie par référence directe à des prix 
publiés  sur  le  marché  actif.  Les  placements  à  court  terme  sont  détenus  auprès  d’importantes  institutions  financières. 
La Société  n’a  enregistré  aucune  dépréciation  de  ces  instruments  financiers  puisque  les  cotes  de  solvabilité  des 
contreparties sont élevées.

La disponibilité d’un montant de 42 542 $ dans les comptes de réserve est soumise à des restrictions en vertu d’ententes 
de crédit.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 80

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NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

18.  IMMOBILISATIONS INCORPORELLES

Les immobilisations incorporelles de la Société sont liées aux actifs suivants :

Coût
Au 1er janvier 2012
Ajouts
Acquisitions d’entreprises

Transfert d’actifs lors de la mise
en service
Écarts de change, montant net
Au 31 décembre 2012

Cumul de l’amortissement
Au 1er janvier 2012
Amortissement
Écarts de change, montant net
Au 31 décembre 2012

Valeur nette au
31 décembre 2012

Coût
Au 1er janvier 2011
Ajouts
Acquisitions d’entreprises

Transferts des projets en cours 
de développement

Écarts de change, montant net
Au 31 décembre 2011

Cumul de l’amortissement
Au 1er janvier 2011
Amortissement
Écarts de change, montant net
Au 31 décembre 2011

Valeur nette au
31 décembre 2011

Installations 
hydroélectriques

Parcs
éoliens

Installation 
solaire

Installations
en 
construction

419 834
6 038
13 436

—
(44)
439 264

(60 174)
(16 614)
12
(76 776)

80 144
1 438
—

—
—
81 582

(15 080)
(4 923)
—
(20 003)

—
—
—

9 538
—
9 538

—
(298)
—
(298)

16 538
191
—

(9 538)
—
7 191

—
—
—
—

Total

516 516
7 667
13 436

—
(44)
537 575

(75 254)
(21 835)
12
(97 077)

362 488

61 579

9 240

7 191

440 498

Installations 
hydroélectriques

Parcs
éoliens

Installation 
solaire

Installations
en 
construction

189 191
415
230 184

—
44
419 834

(45 979)
(14 181)
(14)
(60 174)

77 094
3 050
—

—
—
80 144

(9 468)
(5 612)
—
(15 080)

359 660

65 064

—
—
—

—
—
—

—
—
—
—

—

Total

266 285
3 465
239 722

7 000
44
516 516

(55 447)
(19 793)
(14)
(75 254)

—
—
9 538

7 000
—
16 538

—
—
—
—

16 538

441 262

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 83

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

19.  FRAIS DE DÉVELOPPEMENT LIÉS AUX PROJETS

Coût
Solde au début
Ajouts
Acquisitions d’entreprises
Transfert aux immobilisations corporelles
Transfert aux immobilisations incorporelles
Solde à la fin

31 décembre 2012

31 décembre 2011

98 042
9 123
—
—
—
107 165

5 908
40 734
100 746
(42 346)
(7 000)
98 042

Les frais de développement liés aux projets comprennent des intérêts capitalisés de 651 $ (347 $ en 2011).

20.  GOODWILL

Le tableau suivant présente l’attribution du goodwill à chacune des unités génératrices de trésorerie :

St-Paulin
Portneuf
Chaudière
Total du goodwill

31 décembre 2012

31 décembre 2011

935
4 166
3 168
8 269

935
4 166
3 168
8 269

Pour les exercices clos les 31 décembre 2012 et 2011, la Société a effectué un test de dépréciation annuel à l’égard du 
goodwill. Suivant le résultat de ces tests, aucune perte de valeur n’a dû être inscrite. 

Le montant recouvrable de chaque unité génératrice de trésorerie est établi selon un calcul de la valeur d’utilité dans le 
cadre duquel on utilise des projections de flux de trésorerie fondées sur des budgets financiers approuvés par la direction 
couvrant la période la moins longue entre 50 ans et la période pour laquelle la Société détient des droits sur le site, ainsi 
qu’un taux d’actualisation de 6,44 % en 2012.

Les hypothèses utilisées pour établir le montant recouvrable des actifs vont comme suit :

• 

Le taux d’actualisation est une moyenne pondérée entre le coût consolidé de la dette et le coût consolidé des 
capitaux propres, majorée d’une prime de risque pour chaque unité génératrice de trésorerie.

•  Une unité génératrice de trésorerie correspond à toute centrale hydroélectrique. 
• 

Les flux de trésorerie futurs prévus sont fondés sur les budgets avant le service de la dette et l’impôt sur le 
résultat de chaque unité génératrice de trésorerie. Les budgets ont été élaborés au moyen des débits d’eau 
à long terme. Ces moyennes à long terme avoisinent les résultats réels.

21.  FOURNISSEURS ET AUTRES CRÉDITEURS

Dettes fournisseurs et autres créditeurs
Tranche à court terme des retenues de garantie au titre
de la construction
Taxe sur le capital
Intérêts à payer
Taxes à la consommation

31 décembre 2012

31 décembre 2011

24 298

7 642
—
6 431
2 966
41 337

18 334

373
351
6 517
1 041
26 616

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 84

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

22.  DETTE À LONG TERME

31 décembre 2012

31 décembre 2011

Facilité de crédit à terme renouvelable a)

Avances au taux préférentiel renouvelables jusqu’en août
2016 (taux de 3,85 %, 3,60 % en 2011)

Acceptations bancaires renouvelables jusqu’en août 2016
(taux moyen pondéré de 3,04 %, 2,84 % en 2011)

Avances au taux LIBOR, 13 900 $ US, renouvelables
jusqu’en août 2016 (taux de 2,10 %, 2,10 % en 2011)

Emprunts à terme

Glen Miller, emprunt à terme, taux variable, remboursé en 
2012 (taux de 2,66 % en 2011) b)

Carleton, emprunt à terme, taux variable, échéant en 
2013 (taux de 2,72 %, 2,57 % en 2011) c)

Umbata Falls, emprunt à terme, taux variable, échéant en 
2014 (taux de 2,54 %, 2,42 % en 2011) d)

Fitzsimmons Creek, emprunt à terme, taux variable, 
échéant en 2016 (taux de 2,37 %, 2,52 % en 2011) e)

Hydro-Windsor, emprunt à terme, taux fixe de 8,25 %, 
échéant en 2016 f)

Montagne-Sèche, emprunt à terme, taux variable, 
échéant en 2016 (taux de 3,73 %, 3,47 % en 2011) g)

Rutherford Creek, emprunt à terme, taux fixe de 6,88 %, 
échéant en 2024 h)

Ashlu Creek, emprunt à terme, taux variable, échéant en 
2025 (taux de 2,66 %, 2,63 % en 2011) i)

L’Anse-à-Valleau, emprunt à terme, taux variable, échéant
en 2026 (taux de 2,33 %, 2,30 % en 2011) j)

Stardale, emprunt à terme, taux variable, échéant 
en 2030 (taux de 3,48 %, 3,45 % en 2011) k)

Kwoiek Creek, emprunt à terme, taux fixe de 20 % durant 
la phase de développement et de 14 % durant les 
phases de construction et d’exploitation l)
Kwoiek Creek, prêt à terme pour la construction, taux fixe 
de 5,08 % l)

Autres emprunts dont les échéances et les taux d’intérêt
diffèrent m)

Obligations

Centrales en exploitation de Harrison, obligation prioritaire 
à rendement réel échéant en 2049 (taux de 5,20 %, 
6,94 % en 2011) n), q)

Centrales en exploitation de Harrison, obligation prioritaire 
à taux fixe échéant en 2049 (taux de 6,66 %) o), q)

Centrales en exploitation de Harrison, obligation 
subordonnée à rendement réel échéant en 2049 (taux 
de 6,20 %, 7,94 % en 2011) p), q)

Frais de financement différés

Tranche à court terme de la dette à long terme (déduction 
faite des frais de financement différés de 33 $, néant en 
2011)
Tranche à long terme

20

189 780

13 829

—

43 412

23 392

22 133

4 145

30 021

48 634

100 810

43 515

110 630

150

168 500

222

225 137

213 738

26 760
1 264 828
(10 727)
1 254 101

(64 452)
1 189 649

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 85

20

164 780

14 136

13 500

46 298

23 885

22 458

5 027

26 200

50 000

102 669

45 706

73 706

150

—

73

226 338

215 570

26 484
1 057 000
(7 488)
1 049 512

(19 475)
1 030 037

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

a)  Facilité de crédit à terme renouvelable

Le 17 juillet 2012, la Société a exercé en partie l’option accordéon sur sa facilité de crédit à terme renouvelable, 
augmentant sa capacité d’emprunt de 350 000 $ à 425 000 $.

Toutes les modalités demeurent inchangées, y compris l’échéance du mois d’août 2016.

Au 31 décembre 2012, une avance au taux LIBOR de 13 829 $ (13 900 $ US), des avances au taux des acceptations 
bancaires et des avances au taux préférentiel totalisant 189 800 $ étaient en cours en vertu de cette facilité. Un 
montant de 21 123 $ a été utilisé pour garantir des lettres de crédit. Par conséquent, la tranche inutilisée et disponible 
de la facilité s’élève à 200 248 $. La valeur comptable des actifs de la Société et des filiales qui ont été donnés en 
garantie en vertu de cette facilité totalise environ 747 000 $.

b)  Glen Miller

Au cours du premier trimestre de 2012, la Société a remboursé la totalité de l’emprunt à terme, d’un montant de 
13 500 $.

c)  Carleton

L’emprunt consiste en un emprunt à terme d’une durée de cinq ans, amorti sur une période de 18,5 ans à compter 
du 31 décembre 2008. L’emprunt porte intérêt au taux des acceptations bancaires majoré d’une marge applicable. 
L’emprunt à terme est remboursable en versements trimestriels. Les remboursements de capital varient et s’établissent 
à 2 985 $ pour 2013. 

Les prêteurs ont également convenu de fournir une lettre de crédit d’un montant d’au plus 833 $. Au 31 décembre 
2012, un montant de 499 $ a été utilisé pour garantir une lettre de crédit. Cette dette est garantie par la totalité des 
actifs d’Innergex CAR, S.E.C. d’une valeur comptable d’environ 91 000 $. L’emprunt devrait être refinancé au cours 
de l’exercice 2013.

d)  Umbata Falls

L’emprunt consiste en un emprunt à terme d’une durée de cinq ans, amorti sur une période de 25 ans à compter de 
septembre 2009. L’emprunt à terme porte intérêt au taux des acceptations bancaires majoré d’une marge applicable. 
L’emprunt à terme est remboursable en versements trimestriels. Les remboursements de capital varient et s’établissent 
à 1 073 $ pour 2013 (la quote-part de la Société est de 49 %).

Le prêteur a également accepté de consentir une facilité sous forme de lettres  de crédit  d’un capital  ne  pouvant 
dépasser 500 $. Au 31 décembre 2012, un montant de 470 $ a été utilisé pour garantir deux lettres de crédit. Cette dette 
est garantie par la totalité des actifs d’Umbata Falls, L.P., d’une valeur comptable d’environ 82 500 $ (la quote-part 
de la Société est de 49 %).

e)  Fitzsimmons Creek

L’emprunt  consiste  en  un  emprunt  d’une  durée  de  cinq  ans,  amorti  sur  une  période  de  30  ans  à  compter  de 
décembre 2011.  L’emprunt  porte  intérêt  au  taux  des  acceptations  bancaires  majoré  d’une  marge  applicable. 
Les remboursements de capital sont variables et s’établissent à 262 $ pour 2013.

Les prêteurs ont également accepté de consentir une facilité sous forme de lettres de crédit d’un montant ne pouvant 
dépasser 150 $. Au 31 décembre 2012, un montant de 150 $ a été utilisé pour garantir deux lettres de crédit. Cette 
dette est garantie par la totalité des actifs de Fitzsimmons Creek Hydro, Limited Partnership, d’une valeur comptable 
d’environ 26 600 $.

f)  Hydro-Windsor

L’emprunt consiste en un emprunt à terme d’une durée de 20 ans obtenu en décembre 1996, amorti sur une période 
de 20 ans et venant à échéance en décembre 2016. L’emprunt est remboursable au moyen de paiements mensuels 
de  capital  et  d’intérêts  réunis  totalisant  105 $.  Les remboursements  de  capital  pour  2013  s’élèveront  à  854 $. 
Cet emprunt est garanti par les actifs d’Hydro-Windsor, S.E.C., d’une valeur comptable d’environ 11 500 $.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 86

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

g)  Montagne-Sèche

L’emprunt consiste en un emprunt à terme d’une durée de cinq ans, amorti sur une période de 18 ans à compter de 
mars  2012.  L’emprunt  porte  intérêt  au  taux  des  acceptations  bancaires  majoré  d’une  marge  applicable. 
Les remboursements de capital sont variables et s’établissent à 1 218 $ pour 2013.

En outre, les prêteurs ont convenu de fournir une lettre de crédit d’un montant d’au plus 445 $. Au 31 décembre 2012, 
un montant de 445 $ a été utilisé pour garantir une lettre de crédit. Cet emprunt est garanti par les actifs d’Innergex 
Montagne-Sèche, S.E.C., d’une valeur comptable d’environ 46 600 $.

h)  Rutherford Creek

L’emprunt consiste en un emprunt à terme à taux fixe d’une durée de 20 ans, à compter de juillet 2004, amorti sur 
une période de 12 ans à compter du 1er juillet 2012. Cette dette est remboursable au moyen de paiements mensuels 
de capital et d’intérêts réunis totalisant 511 $. Les remboursements de capital s’établissent à 2 877 $ pour 2013. 
Cet emprunt est garanti par les actifs de Rutherford Creek Power Limited Partnership, d’une valeur comptable d’environ 
88 400 $.

i)  Ashlu Creek

L’emprunt consiste en un emprunt à terme d’une durée de 15 ans, amorti sur une période de 25 ans à compter de 
septembre 2010. L’emprunt porte intérêt au taux des acceptations bancaires majoré d’une marge applicable. L’emprunt 
à terme est remboursable en versements trimestriels. Les remboursements de capital varient et s’établissent à 2 213 $ 
pour 2013.

Les prêteurs ont également accepté de consentir une facilité sous forme de lettres de crédit d’un montant maximal 
de 3 000 $. Au 31 décembre 2012, un montant de 1 656 $ a été utilisé pour garantir une lettre de crédit. Cet emprunt 
est garanti par les actifs de l’installation hydroélectrique d’Ashlu Creek, d’une valeur comptable d’environ 179 400 $.

j)  L’Anse-à-Valleau

L’emprunt consiste en un emprunt à terme d’une durée de 18,5 ans obtenu en décembre 2007, amorti sur une période 
de 18,5 ans. L’emprunt porte intérêt au taux des acceptations bancaires majoré d’une marge applicable. L’emprunt 
à terme est remboursable en versements trimestriels. Les remboursements de capital varient et s’établissent à 2 327 $ 
pour 2013.

Les prêteurs ont aussi accepté de consentir une facilité de crédit de 1 200 $ afin de garantir les lettres de crédit. Au 
31 décembre 2012, un montant de 423 $ a été utilisé pour garantir une lettre de crédit. Cet emprunt est garanti par 
les actifs d’Innergex AAV, S.E.C., d’une valeur comptable d’environ 71 600 $.

k)  Stardale

L’emprunt consiste en un emprunt à terme d’une durée de 18 ans obtenu en septembre 2012, amorti sur une période 
de 18 ans. L’emprunt à terme est remboursable en versements trimestriels. Les remboursements de capital sont 
variables et s’établissent à 4 410 $ pour 2013. Le prêt porte intérêt au taux des acceptations bancaires majoré d’une 
marge applicable. 

Les prêteurs ont aussi accepté de fournir une lettre de crédit d’un montant d’au plus 5 600 $. Au 31 décembre 2012, 
un montant de 5 600 $ a été utilisé pour garantir deux lettres de crédit. Cet emprunt est garanti par les actifs de 
Stardale L.P., d’une valeur comptable d’environ 136 300 $.

l)  Kwoiek Creek

La dette à long terme de Kwoiek Creek Resources, Limited Partnership consiste en un prêt consenti par le partenaire 
de la Société dans le projet Kwoiek Creek. Selon les ententes liées au projet, chaque partenaire peut participer au 
financement du projet. Le prêt porte intérêt à un taux de 20 % durant la phase de développement et à un taux de 
14 % durant les phases de construction et d’exploitation. Le prêt mis à la disposition de Kwoiek Creek Resources, 
Limited Partnership par le partenaire s’élève à 150 $. Le prêt que la Société a consenti à Kwoiek Creek Resources, 
Limited Partnership, et qui a été éliminé lors du processus de consolidation des états financiers, s’élevait à  44 800 $ 
au 31 décembre 2012.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 87

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Le 17 juillet 2012, Kwoiek Creek Resources, Limited Partnership a conclu un financement de projet sans recours aux 
fins de la construction et un emprunt à terme de 168 500 $ pour le projet Kwoiek Creek. Le prêt porte intérêt à un 
taux fixe de 5,075 %; il sera ensuite converti en un prêt à terme de 39 ans lors de la mise en service du projet et il 
sera amorti sur une période de 36 ans à compter de la troisième année. Cet emprunt est garanti par les actifs de 
Kwoiek Creek Resources, L.P., d’une valeur comptable d’environ 187 800 $.

m)  Autres emprunts

Les autres emprunts représentent les emprunts dont les échéances et les taux d’intérêt diffèrent.

n)  Centrales en exploitation de Harrison – Obligation prioritaire à rendement réel 

L’obligation prioritaire à rendement réel des centrales en exploitation de Harrison porte intérêt à 2,96 %, ajusté en 
fonction du taux d’inflation et d’intérêts compensatoires au titre de l’inflation. Ces deux ajustements liés à l’inflation 
sont  fondés  sur  l’indice  d’ensemble  des  prix  à  la  consommation  (l’« IPC »)  du  Canada,  non  désaisonnalisé. 
Les paiements  sur  cette  obligation  sont  exigibles  sur  une  base  semestrielle.  L’obligation  arrivera  à  échéance  le 
1er juin 2049.  Les  versements  semestriels  se  chiffrent  à  5 790 $  avant  ajustement  pour  tenir  compte  de  l’IPC.  Le 
1er décembre 2031, les versements diminueront à 4 481 $, avant ajustement de l’IPC, jusqu’à l’échéance de l’emprunt. 
Les remboursements  de  capital  s’établissent  à  5 051 $  pour  2013.  L’obligation  est  garantie  par  les  centrales  en 
exploitation de Harrison.

o)  Centrales en exploitation de Harrison – Obligation prioritaire à taux fixe 

L’obligation prioritaire à taux fixe des centrales en exploitation de Harrison porte intérêt à 6,66 %. Les paiements sur 
cette obligation sont exigibles sur une base semestrielle. L’obligation arrivera à échéance le 1er septembre 2049. 
Les versements semestriels se chiffrent à 8 072 $. Le 1er septembre 2030, les versements diminueront à 6 724 $ 
jusqu’à l’échéance de l’emprunt. Pour 2013, les remboursements de capital s’établissent à 2 780 $. L’obligation est 
garantie par les centrales en exploitation de Harrison.

p)  Centrales en exploitation de Harrison – Obligation subordonnée à rendement réel

L’obligation subordonnée à rendement réel des centrales en exploitation de Harrison porte intérêt à 4,27 %, ajusté 
en fonction du taux d’inflation et d’intérêts compensatoires au titre de l’inflation. Ces deux ajustements liés à l’inflation 
sont fondés sur l’IPC, non désaisonnalisé. Les paiements sur cette obligation sont exigibles sur une base trimestrielle. 
L’obligation arrivera à échéance le 1er septembre 2049. Les versements trimestriels d’intérêts se chiffrent à 291 $ 
avant ajustement pour tenir compte de l’IPC.  Le 1er juin 2017, les versements augmenteront à 389 $, avant ajustement 
de l’IPC, jusqu’à l’échéance de l’emprunt. Le remboursement du principal ne commence pas avant le 1er juin 2017. 
L’obligation est garantie par les centrales en exploitation de Harrison. 

q)  Ensemble des centrales en exploitation de Harrison

Les obligations sont garanties par les centrales en exploitation de Harrison. La valeur comptable des biens et des 
actifs des centrales en exploitation de Harrison s’élève à environ 697 100 $.

Solde au 31 décembre 2011

Intérêts compensatoires au titre de
l’inflation
Remboursement du principal
Amortissement de la réévaluation
Solde au 31 décembre 2012

Obligation 
prioritaire à 
rendement réel
226 338

Obligation 
prioritaire à 
taux fixe

215 570

Obligation 
subordonnée à
rendement réel
26 484

3 019
(4 899)
679
225 137

—
(2 632)
800
213 738

343
—
(67)
26 760

Total

468 392

3 362
(7 531)
1 412
465 635

L’augmentation des intérêts compensatoires au titre de l'inflation est attribuable à la variation de l’IPC au cours de la 
période de référence.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 88

 
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Remboursements de capital

Les remboursements de capital prévus au cours des prochains exercices, excluant les réévaluations, sont les suivants :

2013
2014
2015
2016
2017
Par la suite

Remboursements
de capital

Amortissement
de la réévaluation

Dette à long terme

65 331
46 068
24 488
272 606
25 485
895 565
1 329 543

(846)
(1 505)
(1 549)
(1 601)
(1 668)
(57 546)
(64 715)

64 485
44 563
22 939
271 005
23 817
838 019
1 264 828

23.  DÉBENTURES CONVERTIBLES

Les débentures convertibles portent intérêt au taux annuel de 5,75 % et viendront à échéance le 30 avril 2017. L’intérêt 
est payable semestriellement le 30 avril et le 31 octobre de chaque année. Chaque débenture convertible est convertible 
en actions ordinaires de la Société, au gré du porteur, à tout moment avant la date la plus rapprochée entre le 30 avril 
2017 et la date de remboursement fixée par la Société. Le prix de conversion est de 10,65 $ par action ordinaire (le « prix 
de conversion »), soit un taux de conversion d’environ 93,8967 actions ordinaires par tranche de capital de 1 000 $ de 
débentures convertibles. Les porteurs qui convertissent leurs débentures convertibles recevront l’intérêt couru et impayé 
sur celles-ci pour la période allant de la dernière date de paiement de l’intérêt sur leurs débentures convertibles à la date 
de conversion.

La Société ne peut racheter les débentures convertibles qu’après le 30 avril 2013, sauf dans certaines situations à la suite 
d’un changement de contrôle. Après le 30 avril 2013, mais avant le 30 avril 2015, la Société pourra racheter les débentures 
convertibles. Un tel rachat serait effectué pourvu que le cours des actions ordinaires en vigueur à la Bourse de Toronto 
ne soit pas inférieur à 125 % du prix de conversion. À compter du 30 avril 2015, mais avant le 30 avril 2017, les débentures 
convertibles  pourront  être  rachetées,  au  gré  de  la  Société,  à  un  prix  égal  au  capital.  Sous  réserve  de  l’approbation 
réglementaire requise, la Société peut à son gré décider de remplir son obligation de payer le capital des débentures 
convertibles au rachat ou à l’échéance, en totalité ou en partie, au moyen de l’émission sur préavis d’un certain nombre 
d’actions ordinaires librement négociables. Ce nombre est obtenu en divisant le capital des débentures convertibles par 
95 % du cours en vigueur. Les intérêts courus et à payer, s’il y a lieu, seront versés au comptant.

Les débentures convertibles sont subordonnées à l’ensemble de la dette de la Société.

La composante passif s’accroît de sorte qu’à l’échéance, le passif correspondra à la valeur nominale moins les conversions 
antérieures, le cas échéant.

31 décembre 2012

31 décembre 2011

Composante passif des débentures convertibles, au taux
fixe de 5,75 % (taux effectif de 6,09 %), venant à
échéance le 30 avril 2017, d’une valeur nominale de
80 500 $

Composante capitaux propres des débentures
convertibles

79 655

1 340

79 490

1 340

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 89

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

24.  CONTREPARTIES CONDITIONNELLES

Solde au début

Passif repris dans le cadre des acquisitions d’entreprises
(note 5)
Passif (recouvré) contracté
Contreparties conditionnelles versées

Charge de désactualisation au titre des contreparties
conditionnelles (incluses dans les charges financières)
Solde à la fin
Tranche à court terme des contreparties conditionnelles
Contreparties conditionnelles non courantes

Cloudworks

31 décembre 2012

31 décembre 2011

3 887

—
(357)
(983)

228
2 775
—
2 775

—

2 999
1 858
(1 147)

177
3 887
(983)
2 904

L’acquisition de Cloudworks, décrite à la note 5 b), prévoit le paiement potentiel de sommes supplémentaires aux vendeurs 
sur une période de plus de 40 ans, qui commence à la date d’acquisition et se termine au quarantième anniversaire de la 
mise en service commerciale du dernier projet en cours de développement (ou 50 ans après la date d’acquisition si cette 
date est antérieure). Ces paiements reportés potentiels sont divisés en quatre catégories : i) les paiements reportés des 
centrales en exploitation; ii) les paiements reportés des projets en développement; iii) le paiement reporté de la valeur 
finale; et iv) les paiements reportés des projets potentiels. Les paiements reportés visent effectivement à assurer un partage 
potentiel de la valeur créée si les projets obtiennent un rendement supérieur aux attentes de la Société et qu’ils donnent 
lieu à une augmentation de la valeur pour la Société, déduction faite de ces paiements.

Le montant total maximal de l’ensemble des paiements reportés dans le cadre de l’acquisition de Cloudworks ne peut être 
supérieur à la valeur actualisée de 35 000 $ à la date d’acquisition et, afin d’appliquer ce paiement total maximal, le montant 
de tout paiement reporté versé est actualisé en utilisant un taux d’actualisation convenu mutuellement par année. La Société 
a le droit, en tout temps au cours de la période de cinq ans commençant après la date d’acquisition, de mettre fin à toutes 
ses obligations de verser des paiements reportés en effectuant un paiement unique correspondant à l’excédent du montant 
total maximal des paiements reportés de 35 000 $ sur la valeur actualisée de tout paiement reporté (actualisé en appliquant 
un taux d’actualisation convenu par année) versé avant l’exercice de ce droit par la Société. 

Projet Stardale

Dans  le  cadre  de  l’acquisition  de  Stardale,  décrite  à  la  note 5 c),  la  Société  a  accepté  de  verser  une  contrepartie 
conditionnelle basée sur les événements futurs, pour une période de trois ans à compter du 20 avril 2011. Cette contrepartie 
conditionnelle prévoit le partage de la valeur éventuelle créée si le projet Stardale obtient un rendement supérieur aux 
attentes de la Société et qu’il donne lieu à une augmentation de valeur pour la Société, déduction faite des paiements au 
titre de la contrepartie. Aucun montant maximal ne s’applique au partage potentiel.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 90

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

25.  OBLIGATIONS LIÉES À LA MISE HORS SERVICE D’IMMOBILISATIONS

Les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations proviennent essentiellement des obligations exigeant de 
retirer les actifs des parcs éoliens et de l’installation solaire à l’échéance des baux fonciers. Les parcs éoliens et l’installation 
solaire sont construits sur des terrains détenus en vertu de contrats de location qui viennent à échéance 25 ans après 
leur signature. La Société estime que la valeur non actualisée des paiements requis pour régler les obligations sur une 
période de 25 ans est la suivante :

Année des paiements prévus
2031
2032
2033
2036
2037

2 592
2 466
2 748
1 542
6 243
15 591

Le tableau suivant illustre la variation du passif au cours de l’exercice : 

Solde au début
Nouvelles obligations et révisions dans les flux de 
trésorerie estimatifs

Charge de désactualisation (incluse dans les charges
financières)
Solde à la fin

31 décembre 2012

31 décembre 2011

3 858

2 015

222
6 095

2 384

1 144

330
3 858

Au 31 décembre 2012, les flux de trésorerie ont été actualisés à des taux variant de 4,11 % à 4,62 % (5,25 % à 5,33 % 
en 2011) pour déterminer les obligations.

26.  CAPITAL DES ACTIONNAIRES

Autorisé

Le capital autorisé de la Société comprend un nombre illimité d’actions ordinaires et un nombre illimité d’actions privilégiées, 
sans  droit  de  vote,  rachetables  au  gré  du  porteur  et  au  gré  de  l’émetteur.  Cela  comprend  jusqu’à  3 400 000 actions 
privilégiées  à  taux  ajustable  et  à  dividende  cumulatif  de  série A  (les  « actions  privilégiées  de  série A »)  et  jusqu’à 
3 400 000 actions privilégiées à taux variable et à dividende cumulatif de série B (les « actions privilégiées de série B »). 
Le 11 décembre 2012, le capital autorisé a été modifié afin d’inclure jusqu’à 2 000 000 d’actions privilégiées à taux fixe 
rachetables et à dividende cumulatif de série C (les « actions privilégiées de série C »).

a)  Actions ordinaires

Les actions ordinaires émises sont présentées en détail dans les états consolidés des variations des capitaux 
propres.

b)  Mise en 

d’un régime de réinvestissement des dividendes (« RRD »)

un RRD à l’intention de ses actionnaires, dont le premier versement de 
Le 31 août 2012, la Société a mis en 
dividendes a été effectué le 15 octobre 2012. Ce régime donne la possibilité aux actionnaires ordinaires admissibles 
de réinvestir une partie ou la totalité des dividendes qu’ils reçoivent dans l’achat d’actions ordinaires supplémentaires 
de la Société, sans payer des frais tels que les frais de courtage et de gestion. Les actions pourront être achetées 
soit sur le marché libre, soit par l’émission de nouvelles actions. Les actions achetées en vertu du RRD font actuellement 
l’objet d’un escompte de 2,5 % sur le cours des actions pour les actionnaires participant au RRD.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 91

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

c)  Actions privilégiées

Actions privilégiées de série A

Le 14 septembre 2010, la Société a émis un total de 3 400 000 actions privilégiées de série A au prix de 25,00 $ par 
action, pour un produit brut totalisant 85 000 $. Pour la période initiale de cinq ans se clôturant le 15 janvier 2016, 
mais excluant cette date (la « période à taux fixe initiale »), les porteurs d’actions privilégiées de série A auront le droit 
de recevoir des dividendes privilégiés en espèces, à taux fixe et cumulatif, lorsque ceux-ci seront déclarés par le 
conseil d’administration. Les dividendes seront payables trimestriellement le 15e jour de janvier, d’avril, de juillet et 
d’octobre de chaque année à un taux annuel égal à 1,25 $ par action.

Pour chaque période de cinq ans postérieure à la période à taux fixe initiale (chacune étant désignée comme une 
« période à taux fixe subséquente »), les porteurs d’actions privilégiées de série A auront le droit de recevoir des 
dividendes  privilégiés  en  espèces,  à  taux  fixe  et  cumulatif,  lorsque  ceux-ci  seront  déclarés  par  le  conseil 
d’administration. Les dividendes seront payables trimestriellement et se chiffreront à un montant annuel par action 
privilégiée de série A correspondant à la somme du rendement des obligations du gouvernement du Canada ayant 
une échéance de cinq ans à la date de calcul du taux fixe applicable, majoré de 2,79 %, pour cette période à taux 
fixe subséquente, multiplié par 25,00 $.

Chaque porteur d’actions privilégiées de série A aura le droit, à son gré, de convertir la totalité ou une partie de ses 
actions privilégiées de série A en actions privilégiées de série B de la Société à raison de une action privilégiée de 
série B pour chaque action privilégiée de série A convertie, sous réserve de certaines conditions, le 15 janvier 2016 
et le 15 janvier tous les cinq ans par la suite. Les porteurs d’actions privilégiées de série B auront le droit de recevoir 
des dividendes privilégiés en espèces, à taux variable et cumulatif, lorsque ceux-ci seront déclarés par le conseil 
d’administration. Les dividendes seront payables trimestriellement et se chiffreront à un montant annuel par action 
privilégiée de série B correspondant à la somme du taux des bons du Trésor de la période trimestrielle précédente, 
majoré de 2,79 % par année, établi le 30e jour avant le premier jour de la période à taux variable trimestrielle applicable, 
multiplié par 25,00 $.

La  Société  ne  pourra  racheter  les  actions  privilégiées  de  série A  et  les  actions  privilégiées  de  série B  avant  le 
15 janvier 2016.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 92

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Actions privilégiées de série C

Le 11 décembre 2012, la Société a émis un total de 2 000 000 d’actions privilégiées de série C au prix de 25,00 $ 
par action, pour un produit brut totalisant 50 000 $.

Les porteurs d’actions privilégiées de série C auront le droit de recevoir des dividendes privilégiés en espèces, à 
taux fixe et cumulatif, lorsque ceux-ci seront déclarés par le conseil d’administration de la Société. Les dividendes 
seront payables trimestriellement le 15e jour de janvier, d’avril, de juillet et d’octobre de chaque année à un taux 
annuel égal à 1,4375 $ par action.

La Société ne pourra racheter les actions privilégiées de série C avant le 15 janvier 2018. Les actions privilégiées 
de série C n’ont pas de date d’échéance fixe et ne peuvent être rachetées au gré des porteurs.

31 décembre 2012

31 décembre 2011

Actions privilégiées de série A
   3 400 000 actions, 25,00 $ par action
Frais d’émission
Produit net
Impôt différé
Valeur comptable nette

Actions privilégiées de série C
   2 000 000 d’actions, 25,00 $ par action
Frais d’émission
Produit net
Impôt différé
Valeur comptable nette

85 000
(3 257)
81 743
846
82 589

50 000
(2 046)
47 954
526
48 480

85 000
(3 257)
81 743
846
82 589

—
—
—

—

131 069

82 589

d)  Paiements fondés sur des actions

Régimes d'options sur actions et d'attribution d'actions liées au rendement

La Société a un régime d'options sur actions et un régime d'attribution d'actions liées au rendement. La charge relative 
aux paiements fondés sur des actions est comptabilisée selon la méthode de la juste valeur. Conformément à cette 
méthode, les options sur actions et les actions liées au rendement sont évaluées à la juste valeur des instruments de 
capitaux propres à la date d'attribution.

La  Société  a  un  régime  d’options  sur  actions  qui  prévoit  l’attribution  d’options  par  le  conseil  d’administration  aux 
employés, aux dirigeants, aux administrateurs et à certains conseillers de la Société et de ses filiales en vue d’acquérir 
des actions ordinaires. Les options attribuées en vertu du régime d’options sur actions seront assorties d’un prix 
d’exercice ne pouvant être inférieur au prix du marché des actions ordinaires à la date d’attribution de l’option, calculé 
selon le cours moyen des actions ordinaires, pondéré en fonction du volume, à la Bourse de Toronto, au cours des 
cinq jours de Bourse précédant la date d’attribution.

Le 10 mai 2011, à l’occasion de l’assemblée annuelle et extraordinaire des actionnaires de la Société, la résolution 
spéciale visant à augmenter le nombre maximal d’actions ordinaires de la Société pouvant être émises à l’exercice 
d’options octroyées aux termes du régime d’options d’achat d’actions, pour le faire passer de 2 350 000 à 4 064 123, 
a été adoptée. Les actions ordinaires visées par une option qui expire ou est résiliée sans avoir été intégralement 
exercée  peuvent  être  visées  par  une  autre  option.  Le  nombre  d’actions  ordinaires  pouvant  être  émises  à  des 
administrateurs n’exerçant pas de fonction de gestion auprès de la Société aux termes du régime d’options sur actions 
ne peut jamais dépasser 1 % des actions ordinaires émises et en circulation.

Les options doivent être exercées au cours d’un délai établi par le conseil d’administration, qui ne peut dépasser 
dix ans suivant la date d’attribution. Les droits rattachés aux options attribuées aux termes du régime d’options sur 
actions sont acquis annuellement en tranches égales pendant un délai de quatre à cinq ans suivant la date d’attribution.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 93

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Le 5 septembre 2012, 57 904 options sur actions (aucune en 2011) ont été exercées, ce qui a donné lieu à l’émission 
d’un nombre additionnel d’actions ordinaires pour un montant de 507 $. À la suite de cette transaction, un montant 
de 148 $ au titre des paiements fondés sur des actions en capitaux propres a été reclassé dans le capital attribuable 
aux actions ordinaires.

31 décembre 2012

31 décembre 2011

Nombre d’options
(en milliers)

Prix d’exercice
moyen pondéré
($)

Nombre d’options
(en milliers)

Prix d’exercice
moyen pondéré
($)

En cours au début
Attribuées au cours de l’exercice
Exercées au cours de l’exercice
Annulées au cours de l’exercice

En cours à la fin

Options pouvant être exercées à
la fin

2 677
417
(58)
(300)

2 736

1 314

9,97
10,70
8,75
10,25

10,08

10,37

1 842
835
—
—

2 677

1 196

10,02
9,88
—
—

9,97

10,7

Les options suivantes étaient en cours et pouvaient être exercées au 31 décembre 2012 :

En cours

Pouvant être exercées

Nombre d’options
(en milliers)

Prix
d’exercice
($)

Nombre d’options
(en milliers)

Prix
d’exercice
($)

Année
d’échéance

846
810
417
663
2 736

11,00
9,88
10,70
8,75

846
203
—
265
1 314

11,00
9,88
10,70
8,75

2017
2018
2019
2020

Les options suivantes étaient en cours et pouvaient être exercées au 31 décembre 2011 :

En cours

Pouvant être exercées

Nombre d’options
(en milliers)
1 034
835
808
2 677

Prix
d’exercice
($)

Nombre d’options
(en milliers)

Prix
d’exercice
($)

Année
d’échéance

11,00
9,88
8,75

1 034
—
162
1 196

11,00
9,88
8,75

2017
2018
2020

La Société applique la méthode de la comptabilisation à la juste valeur pour les options attribuées à la haute direction, 
lesquelles sont estimées au moyen du modèle d’évaluation des options de Black et Scholes. Les paiements fondés 
sur des actions sont passés en charges et portés au crédit du compte de paiements fondés sur des actions, dans les 
capitaux propres de la Société pour tenir compte des options attribuées. Les hypothèses suivantes ont été utilisées 
pour estimer la juste valeur des options attribuées aux bénéficiaires :

Taux d’intérêt sans risque
Dividende annuel prévu
Durée prévue des options
Volatilité attendue

31 décembre 2012
De 1,36 % à 2,74 %
0,58 $

De 4,67 à 6 ans
De 19 % à 35 %

31 décembre 2011
De 0,1 % à 2,7 %
0,58 $
De 0,1 an à 6 ans
De 20 % à 40 %

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 94

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Aux fins des charges de rémunération, la rémunération fondée sur des actions est amortie par passation en charges 
selon le mode linéaire sur le délai d’acquisition des droits d’au plus cinq ans. La durée de vie contractuelle moyenne 
pondérée des options sur actions en cours est de six ans. La volatilité attendue est estimée en tenant compte de la 
volatilité historique moyenne du prix des actions.

e)  Réduction du compte de capital déclaré des actions ordinaires

Les résolutions spéciales visant l’approbation de la réduction du solde légal du compte de capital déclaré maintenu 
à l’égard des actions ordinaires de la Société, sans qu’aucun paiement ou distribution ne soit versé aux actionnaires, 
ont été adoptées le 10 mai 2011. Pour 2011, cela a donné lieu à une diminution de 202 488 $ du compte de capital 
des actionnaires et à une augmentation de 202 488 $ du surplus d’apport découlant de la réduction du capital sur les 
actions ordinaires.

27.  DIVIDENDES

Le tableau suivant présente les dividendes versés par la Société au cours de l’exercice :

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2012

Date de clôture des 
registres
30/12/2011
30/03/2012
29/06/2012
28/09/2012

Date du paiement
16/01/12
16/04/12
16/07/12
15/10/12

Dividendes par action 
ordinaire 
($)

Dividendes versés par 
action privilégiée de série A 
($)

0,145
0,145
0,145
0,145
0,580

0,3125
0,3125
0,3125
0,3125
1,25

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2011

Date de clôture des 
registres

Date du paiement

Dividendes par action 
ordinaire 
($)

Dividendes versés par 
action privilégiée de série A 
($)

31/12/2010
31/03/2011
30/06/2011
30/09/2011

17/01/2011
15/04/2011
15/07/2011
17/10/2011

0,145
0,145
0,145
0,145
0,580

0,4212
0,3125
0,3125
0,3125
1,3587

28.  RENSEIGNEMENTS SUPPLÉMENTAIRES SUR LES TABLEAUX CONSOLIDÉS DES FLUX DE 

TRÉSORERIE

a)  Variation des éléments hors trésorerie du fonds de roulement opérationnel

Débiteurs
Charges payées d’avance et autres
Fournisseurs et autres créditeurs

31 décembre 2012

31 décembre 2011

2 298
(563)
(1 494)
241

(19 479)
784
(5 033)
(23 728)

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 95

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

b)  Renseignements supplémentaires

Intérêts versés (y compris les intérêts capitalisés 
de 8 949 $ (2 957 $ en 2011))

66 253

44 992

31 décembre 2012

31 décembre 2011

Transactions hors trésorerie liées aux éléments 
suivants :

Immobilisations corporelles impayées
Frais de développement impayés
Immobilisations incorporelles impayées
Actifs à long terme impayés
Frais d’émission des actions privilégiées
impayés
Frais de financement impayés

29.  INSTRUMENTS FINANCIERS

a) 

Informations à fournir à l’égard de la juste valeur 

(14 937)
977
27
—

396
—

28 204
9 008
(4)
(50)

—
(4)

Des estimations de la juste valeur sont effectuées à des moments bien précis, à l’aide des renseignements disponibles 
au sujet de l’instrument financier visé. Ces estimations étant subjectives de nature, elles peuvent rarement être établies 
avec précision.

À la date de l’état consolidé de la situation financière, la Société a déterminé que la valeur comptable de ses actifs 
et passifs financiers à court terme s’approchait de la juste valeur en raison de leur nature à court terme.

À la date de l’état consolidé de la situation financière, la Société a déterminé que la valeur comptable de ses placements 
à court terme et de ses titres garantis par le gouvernement inclus dans les comptes de réserve s’approchait de la 
juste valeur en raison de leur nature à court terme.

En ce qui concerne les dettes à long terme à taux variable, la valeur comptable est inférieure d’environ 9 126 $ à la 
juste valeur estimative selon la courbe des taux swap au 31 décembre 2012, majorée d’une prime de risque variant 
de  0,04 %  à  1,91 %,  pour  un  total  variant  de  1,36 %  à  4,45 %.  Pour  les  dettes  à  taux  fixe,  les  obligations  et  les 
débentures, la valeur comptable est inférieure d’environ 90 428 $ à la juste valeur de marché estimative selon la 
courbe des taux swap au 31 décembre 2012, majorée d’une prime de risque variant de 0,04 % à 4,43 %, pour un 
total variant de 1,36 % à 6,99 %.

b)  Risque de taux d’intérêt 

La Société a conclu des ententes de couverture pour atténuer le risque de fluctuation des taux d’intérêt sur sa dette 
à long terme.

Les instruments de couverture du taux d’intérêt et les risques connexes sont décrits en détail à la note 6.

c)  Risque de crédit 

Le risque de crédit découle de la possibilité que des pertes soient subies du fait qu’une partie ne respecte pas les 
modalités contractuelles. 

La trésorerie et les équivalents de trésorerie sont principalement détenus auprès d’importantes institutions financières 
canadiennes et, dans une moindre mesure, d’importantes institutions financières américaines.

Les débiteurs de la Société ainsi que les risques connexes sont décrits en détail à la note 15.

Les comptes de réserve et les risques connexes sont décrits en détail à la note 16.

Les instruments financiers dérivés et les risques connexes sont décrits en détail à la note 6.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 96

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

d)  Risque de liquidité

Le risque de liquidité est lié à la capacité de la Société à effectuer les paiements des passifs au fur et à mesure qu’ils 
deviennent  exigibles.  Certaines  clauses  restrictives  des  contrats  d’emprunt  à  long  terme  pourraient  également 
empêcher la Société de rapatrier les fonds provenant de certaines filiales.

Des options de résiliation anticipée sont intégrées à certains instruments de couverture du taux d’intérêt. Ces options 
ne peuvent être exercées qu’à la date d’échéance du prêt sous-jacent. L’exercice de telles options pourrait exposer 
la Société à un risque de liquidité. Si une option de résiliation anticipée devait être exercée, la perte réalisée présumée 
serait contrebalancée par les économies réalisées sur les charges d’intérêts futurs, puisqu’une valeur négative d’un 
swap découlerait d’un environnement où les taux d’intérêt seraient plus faibles que le taux qui est incorporé au swap.

La Société avait un fonds de roulement positif de 83 425 $ au 31 décembre 2012. Si nécessaire, la Société peut 
utiliser sa facilité de crédit à terme renouvelable, tel qu’il est décrit à la note 22 a), dont un montant de 200 248 $ était 
disponible au 31 décembre 2012 (147 218 $ en 2011). En outre, advenant une baisse des produits en raison de la 
diminution de la production, ou de bris d’équipement importants, la Société possède des comptes de réserve (tel qu’il 
est décrit à la note 16) et est couverte par des régimes d’assurance. Par conséquent, la Société estime que son fonds 
de roulement actuel est suffisant pour répondre à tous ses besoins. 

Le tableau suivant présente les échéances des passifs financiers :

Moins de
trois mois

Entre trois mois et 
un an

Entre un an et 
cinq ans

Dividendes à payer aux actionnaires
Fournisseurs et autres créditeurs
Passifs d’impôt

Tranche à court terme des instruments
financiers dérivés

Tranche à court terme de la dette à
long terme

Retenues de garantie au titre de 
la construction
Instruments financiers dérivés
Charges à payer liées à l’acquisition
d’actifs à long terme
Dette à long terme
Contreparties conditionnelles
Total

e)  Risque de marché

14 643
32 532
708

8 206

5 581

8 805
833

9 649

58 871

61 670

78 158

1 668
42 814

13 063
442 824
1 565
501 934

Le risque de marché est lié aux fluctuations de juste valeur ou des flux de trésorerie futurs d’un instrument financier 
en raison de variations des cours du marché. Le risque de marché inclut le risque de change et le risque de taux 
d’intérêt, décrits sous des rubriques distinctes, et les autres risques de prix.

La vente d’électricité fait l’objet d’ententes à long terme dans le cadre desquelles les preneurs sont liés par des contrats 
d’achat ferme de la production totale, jusqu’à concurrence de certains plafonds annuels. Les clauses d’inflation des 
prix  de  vente  de  l’électricité  permettent  normalement  à  la  Société  de  couvrir  ses  augmentations  de  charges 
opérationnelles variables. Les clauses d’inflation incluses dans certains des contrats d’achat d’électricité conclus avec 
Hydro-Québec prescrivent un taux maximal de 6 % par année.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 97

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

f)  Risque de change

Le risque de change est lié aux fluctuations du dollar américain et de l’euro par rapport au dollar canadien.

La Société possède des filiales aux États-Unis. Les produits générés par ces filiales, déduction faite des dépenses 
qu’elles engagent, sont rapatriés en partie au Canada. Une tranche de la dette de la Société est libellée en dollars 
américains. Les fonds rapatriés qui ne sont pas utilisés aux fins du service de la dette libellée en dollars américains 
sont convertis en dollars canadiens au taux de change en vigueur à la date de conversion. Le risque net de la Société 
est estimé à 10 $ pour chaque hausse de 1 % de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain. La Société 
utilise une tranche de sa dette libellée en dollars américains pour couvrir son placement dans ses filiales, tel qu’il est 
décrit à la note 3.

La Société détient des contrats de change à terme qui lui permettent d’éliminer le risque de toute appréciation de 
l’euro par rapport au dollar canadien sur les achats de matériel. Pour obtenir des renseignements plus détaillés, se 
reporter à la note 6.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 98

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

30.  ENGAGEMENTS ET ÉVENTUALITÉS

a)  Accords d’achat d’énergie

Installations du Québec

Aux termes des CAÉ dont les durées varient de 20 à 25 ans et qui viennent à échéance entre 2014 et 2032, Hydro-
Québec a convenu d’acheter la totalité de l’énergie électrique qui lui est fournie par les installations situées dans la 
province  de  Québec  jusqu’à  concurrence  d’une  quantité  maximale  convenue  pour  chacune  des  installations  de 
production hydroélectrique et chacun des parcs éoliens. En retour, les installations sont tenues de fournir une quantité 
minimale d’énergie au cours de chacune des périodes de 12 mois consécutifs débutant le 1er décembre de chaque 
année à l’égard des contrats conclus pour les installations de production hydroélectrique et débutant le 1er janvier de 
chaque  année  à  l’égard  des  installations  de  parcs  éoliens.  Ces  contrats  sont  renouvelables  pour  des  périodes 
identiques au gré des filiales de la Société, sauf pour les parcs éoliens. 

Le total des produits provenant d’Hydro-Québec pour 2012 s’est élevé à 69 560 $ (57 637 $ en 2011), ce qui représente 
38 % des produits de la Société (39 % en 2011). La Société dépend d’Hydro-Québec sur le plan économique étant 
donné l’importance des produits qu’elle en retire.

Installations de la Colombie-Britannique

Aux termes des CAÉ dont les durées varient de 20 à 40 ans et qui viennent à échéance entre 2016 et 2050, British 
Columbia Hydro and Power Authority a convenu d’acheter la totalité de l’énergie électrique qui lui est fournie par les 
installations situées dans la province de la Colombie-Britannique. Le total des produits provenant de British Columbia 
Hydro and Power Authority s’est élevé à 73 842 $ en 2012 (67 204 $ en 2011), ce qui représente 41 % des produits 
de  la  Société  (45 %  en  2011).  La  Société  dépend,  du  point  de  vue  économique,  de  British  Columbia  Hydro  and 
Power Authority étant donné l’importance des produits qu’elle en retire.

Installations de l’Ontario

Aux termes des CAÉ dont les durées varient de 20 à 30 ans et qui viennent à échéance entre 2025 et 2032, Hydro One  
Inc.  et  ses  sociétés  affiliées  ont  convenu  d’acheter  la  totalité  de  l’énergie  électrique  qui  leur  est  fournie  par  les 
installations situées en Ontario.

Le total des produits provenant des installations de l’Ontario s’est élevé à 19 586 $ (8 312 $ en 2011), ce qui représente 
11 % des produits de la Société (6 % en 2011).

Installation de l’Idaho

Aux termes d’un CAÉ d’une durée de 35 ans et qui vient à échéance en 2030, Idaho Power Company a convenu 
d’acheter  la  totalité  de  l’électricité  qui  lui  est  fournie  par  Horseshoe  Bend  Hydroelectric  Corporation.  Le  total  des 
produits provenant d’Idaho Power Company s’est élevé à 3 365 $ en 2012 (2 733 $ en 2011), ce qui représente 2 % 
des produits de la Société (2 % en 2011).

b)  Autres engagements

Parcs éoliens

Une coentreprise de la Société a conclu un CAÉ avec Hydro-Québec. Afin de respecter son obligation aux termes de 
cet accord d’achat d’énergie, la coentreprise devra développer et construire une installation. La coentreprise et son 
partenaire ont conclu divers accords portant sur l’acquisition des turbines, la construction ainsi que l’exploitation du 
parc éolien.

La Société et ses filiales ont conclu des contrats de redevances et d’autres engagements liés à des montants à mettre 
de côté pour le démantèlement des composantes des parcs éoliens ainsi que des engagements envers certaines 
municipalités environnantes et à l’égard de l’exploitation des parcs éoliens. 

Les filiales et/ou coentreprises se sont également engagées en vertu d’options visant des contrats de location à l’égard 
de projets en cours de développement et liés à l’exploitation des parcs éoliens.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 99

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Stardale Solar L.P.

Convention de services

Stardale Solar L.P. a conclu un contrat d’exploitation et d’entretien du parc solaire.

Installation d’Ashlu Creek

Accords conclus avec les Premières nations

Aux termes d’un accord conclu avec Ashlu Creek Investments, Limited Partnership, la Première nation Squamish est 
en droit de recevoir des redevances établies en fonction des produits tirés du projet Ashlu Creek, depuis le début de 
l’exploitation. La Première nation Squamish a également droit à une quote-part différentielle des produits bruts qui 
dépassent le seuil annuel des produits bruts fixé dans l’accord. Cet accord prévoit également que les actifs du projet 
Ashlu Creek seront cédés à la Première nation Squamish pour un prix symbolique après 40 années d’exploitation 
commerciale.

Installations de Brown Miller

Brown Miller Power L.P. a plusieurs ententes de redevances établies en fonction d’un pourcentage des produits bruts 
ou de la production.

Installation de Big Silver Creek

Big Silver Creek Power L.P. a conclu des ententes avec diverses parties prenantes en vue de la construction prévue 
d’une installation de production d’énergie.

Installation de Kwoiek Creek 

Contrats visant la construction

Kwoiek Creek Resources, L.P. a conclu divers contrats à l’égard de la construction d’une centrale hydroélectrique.

Accord de redevances

Kwoiek Creek Resources, Limited Partnership a conclu un accord aux termes duquel elle versera à Kwoiek Creek 
Resources Inc. une redevance annuelle établie en fonction d’un pourcentage des produits bruts, déduction faite des 
coûts du projet, pour les 20 premières années suivant la date du début de l’exploitation commerciale du projet Kwoiek 
Creek, ainsi qu’une redevance majorée pendant les 20 années suivantes.

Pour les 20 premières années de la phase d’exploitation, la société en commandite ne paiera aucun intérêt sur sa 
dette subordonnée ni aucune distribution sur les parts privilégiées, qui sont détenues par la Société ou par l’autre 
commanditaire, sauf si la redevance a été versée.

Dissolution de la société en commandite

Quarante ans après le début des activités, Kwoiek Creek Resources, Limited Partnership sera dissoute (sauf si elle 
l’était  à  une  date  antérieure).  Au  moment  de  la  dissolution,  les  biens  et  les  actifs  seront  distribués  à  l’autre 
commanditaire.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 100

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Installation de Rutherford Creek

Rutherford  L.P.  a  convenu  de  verser  un  certain  montant  aux  anciens  propriétaires  après  l’expiration  du  CAÉ  de 
Rutherford Creek. Ce montant est fonction de la différence entre le prix de vente d’électricité alors en vigueur et le 
dernier prix de vente d’électricité aux termes du contrat, ajusté chaque année après la fin de ce contrat à 50 % de 
l’augmentation ou de la diminution de l’IPC au cours des douze derniers mois. Ce montant correspondra à 35 % des 
produits  bruts  attribuables  à  cette  différence,  pour  la  période  de  20 ans  suivant  l’expiration  du  contrat  d’achat 
d’électricité, s’accumulera annuellement et sera versé trimestriellement au cours de l’année suivante. La portion du 
paiement correspondra à 30 % des produits bruts attribuables à cette différence après la période de 20 ans. Cette 
obligation est garantie par la centrale de Rutherford L.P., mais subordonnée à l’emprunt à terme de 48 634 $ décrit 
à la note 22 h).

Installation de Creek Power

Creek Power Inc. a conclu plusieurs contrats en vue de la construction prévue de centrales hydroélectriques.

Installation de Glen Miller

Contrat de location

Glen Miller Power, Limited Partnership a conclu un contrat de location de 30 ans se terminant en décembre 2035 à 
l’égard  de  l’emplacement  qui  est  en  exploitation  commerciale.  Le  contrat  de  location  comporte  une  option  de 
prolongation de 15 ans selon des modalités à négocier.

Glen Miller Power, Limited Partnership s’est engagée à rendre l’installation au locateur de l’emplacement, à la fin du 
contrat de location, sans contrepartie.

Installation d’Umbata Falls

Dissolution de la société en commandite

Vingt-cinq ans après le début de son exploitation, la société en commandite sera dissoute. Au moment de la dissolution 
de  la  société  en  commandite,  les  biens  et  les  actifs  de  celle-ci  seront  transférés  à  l’autre  commanditaire,  sans 
contrepartie.

Installation de North West Stave

Contrats de construction

North West Stave River Hydro LP a conclu divers contrats en vue de la construction d’une centrale hydroélectrique 
fonctionnant à l’électricité. Pendant la construction, North West Stave doit payer un montant fixe aux Premières nations 
de Douglas.

Redevances

North West Stave River Hydro LP a conclu une entente en vertu de laquelle elle doit verser aux Premières nations 
de Douglas une redevance annuelle fondée sur un pourcentage des produits bruts à compter de la date du début des 
activités commerciales du projet North West Stave. Ce pourcentage augmentera tous les 20 ans pendant les 60 ans 
que durera le projet. Une redevance additionnelle devra être payée si le prix moyen par mégawattheure est supérieur 
au montant convenu.

Installation de Tretheway

Tretheway Creek Power L.P. a conclu des ententes avec diverses parties prenantes en vue de la construction prévue 
d’une installation de production d’énergie.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 101

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Contrats de location simple

La Société s’est engagée en vertu de contrats de location simple visant des locaux qui arriveront à échéance entre 
2015 et 2018.

Sommaire des engagements 

Au 31 décembre 2012, les paiements prévus au titre des engagements sont les suivants :

Obligations 
contractuelles

2013
2014
2015
2016
2017
Par la suite
Total

Production 
hydroélectrique
57 667
79 749
56 497
74 963
54 887
1 242 914
1 566 677

Production
éolienne

Production 
solaire

57 148
12 962
12 567
46 213
7 733
64 263
200 886

10 558
10 472
10 409
10 340
10 036
122 412
174 227

Aménagement
des 
emplacements
91 715
17 017
15 629
206 951
86 423
172 623
590 358

Total

217 088
120 200
95 102
338 467
159 079
1 602 212
2 532 148

La Société est assujettie à diverses réclamations qui surviennent dans le cours normal des activités. La direction 
estime  que  des  provisions  suffisantes  ont  été  constituées  dans  les  comptes.  Bien  qu’il  soit  impossible  d’estimer 
l’importance des coûts et des pertes éventuels, le cas échéant, la direction estime que le dénouement final de ces 
éventualités n’aura aucune incidence défavorable sur la situation financière de la Société.

31.  INFORMATIONS À FOURNIR CONCERNANT LE CAPITAL

La stratégie de la Société quant à la gestion de son capital consiste i) à aménager ou à acquérir des installations de 
production d’énergie de haute qualité qui génèrent des flux de trésorerie durables et stables, dans le but d’obtenir des 
rendements élevés sur le capital investi, et ii) à distribuer des dividendes stables.

La Société compte atteindre ses objectifs :

• 

• 

en préservant la capacité de production et en améliorant l’exploitation de ses installations hydroélectriques, de 
son parc solaire et de ses parcs éoliens;
en acquérant et en aménageant de nouvelles installations de production d’énergie. 

La  Société  maintient  sa  capacité  de  production  en  investissant  les  liquidités  nécessaires  pour  entretenir  et  mettre 
constamment à niveau son matériel. La Société investit également environ 1 000 $ par année dans un compte de réserve 
pour travaux d’entretien majeurs afin de financer tout travail d’entretien important des installations hydroélectriques, du 
parc solaire ou des parcs éoliens qui pourrait être nécessaire pour préserver la capacité de production de la Société.

La Société détermine le montant du capital requis, et sa répartition entre la dette et les capitaux propres, aux fins de 
l’acquisition et de l’aménagement de nouvelles installations de production d’électricité en fonction des caractéristiques 
propres  en  matière  de  stabilité  et  de  croissance  de  chacune  des  installations.  Cette  détermination  vise  à  assurer  la 
distribution d’un dividende stable tout en maintenant un niveau d’endettement acceptable.

La Société détient un compte de réserve pour l’énergie hydrologique/éolienne. Ce compte pourrait être utilisé dans le cas 
où l’encaisse distribuable nette pour n’importe quelle année serait moins élevée que prévu en raison des fluctuations 
normales en matière d’hydrologie ou de régime de vent, ou encore en raison d’autres facteurs imprévus. 

Le capital de la Société est composé de la dette à long terme, de débentures convertibles et des capitaux propres. Le total 
du capital s’élevait à 2 021 688 $ à la fin de l’exercice.

Les capitaux propres de la Société servent principalement à financer le développement de projets. La Société a recours 
à la dette à long terme pour financer la construction de ses installations. Elle prévoit financer de 70 % à 85 % de ses coûts 
de construction principalement au moyen de financement par emprunts à long terme sans recours.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 102

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Le développement et la construction futurs de nouvelles installations ainsi que l’élaboration des projets en développement 
et  des  projets  potentiels  et  les  autres  dépenses  d’investissement  seront  financés  au  moyen  des  fonds  provenant  de 
l’exploitation des installations de la Société, des emprunts ou de l’émission d’actions additionnelles. Dans la mesure où 
les sources de capital externes, y compris l’émission de titres supplémentaires de la Société, deviennent limitées ou non 
disponibles, la capacité de la Société d’effectuer les placements de capitaux nécessaires afin de construire de nouvelles 
installations ou d’entretenir des installations existantes sera compromise. Il n’existe aucune garantie que des capitaux 
suffisants pourront être obtenus à des conditions acceptables afin de financer le développement ou l’expansion.

En vertu des modalités de la facilité de crédit à terme renouvelable décrites à la note 22 a), la Société a besoin de maintenir 
un ratio de levier financier et un ratio de couverture des intérêts. Si les ratios ne sont pas atteints, le prêteur a la capacité 
de rappeler la facilité.

En ce qui concerne le financement sans recours propre à des projets précis, certaines filiales de la Société doivent maintenir 
un ratio de couverture de la dette minimal. Si les ratios du financement d’un projet en particulier ne sont pas atteints, les 
prêteurs pourraient rappeler cet emprunt. Certaines clauses financières restrictives pourraient également empêcher les 
filiales de verser des distributions à la Société.

Toutes les clauses restrictives sont revues sur une base régulière par la Société.

Au cours de l’exercice, la Société et ses filiales ont respecté toutes les conditions financières et non financières liées à 
leurs conventions de crédit.

Les objectifs, les politiques et les procédures en matière de gestion de capital de la Société visent à assurer la stabilité et 
la durabilité du dividende à payer à ses actionnaires et le développement ou l’acquisition d’installations de production 
d’énergie. Les objectifs étaient identiques pour les exercices précédents.

32.  TRANSACTIONS ENTRE PARTIES LIÉES

Au quatrième trimestre de 2012, la société mère des centrales en exploitation de Harrison a distribué un montant de 
46 900 $ à ses partenaires. Les fonds ont été distribués sous forme de prêts accordés à la Société et à ses partenaires. 
Les prêts d'un montant de 23 444 $ ont été présentés à titre de prêts consentis à des partenaires au 31 décembre 2012. 
Au cours de l’exercice 2013, ces prêts devraient être remboursés directement à partir d'une distribution de la société mère 
des centrales en exploitation de Harrison, et une diminution correspondante des participations ne donnant pas le contrôle 
sera comptabilisée sans incidence sur les flux de trésorerie.

33.  INFORMATION SECTORIELLE 

Secteurs géographiques

La Société possède 21 installations hydroélectriques, 5 parcs éoliens et 1 parc solaire au Canada, ainsi que 1 installation 
hydroélectrique  aux  États-Unis.  Pour  l’exercice  clos  le  31  décembre  2012,  les  produits  opérationnels  générés  par 
l’installation hydroélectrique de Horseshoe Bend, aux États-Unis, ont totalisé 3 365 $ (2 733 $ en 2011), soit un apport de 
2 % aux produits opérationnels consolidés de la Société pour l’exercice clos le 31 décembre 2012 (2 % en 2011).

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 103

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Clients majeurs

Un client majeur est un client externe dont les transactions avec la Société représentent 10 % ou plus des produits annuels 
de la Société. La Société a identifié trois clients majeurs, auprès desquels ses ventes sont les suivantes :

Pour les exercices clos les

Client majeur

British Columbia Hydro and 
Power Authority
Hydro-Québec

Secteur
Production hydroélectrique

Production hydroélectrique
et éolienne

Hydro One Inc. et ses sociétés 
affiliées

Production hydroélectrique
et solaire

31 décembre 2012

31 décembre 2011

73 842

69 560

19 586
162 988

67 204

57 637

8 312
133 153

Secteurs opérationnels

La Société compte 4 secteurs opérationnels : a) la production hydroélectrique, b) la production éolienne, c) la production 
solaire et d) l’aménagement des emplacements.

Par l’intermédiaire des secteurs de la production hydroélectrique, de la production éolienne et de la production solaire, la 
Société vend l’électricité produite par ses installations hydroélectriques, ses parcs éoliens et son parc solaire à des sociétés 
de services publics. Par l’intermédiaire du secteur de l’aménagement des emplacements, elle analyse les emplacements 
potentiels et aménage des installations hydroélectriques, des parcs éoliens et une installation solaire jusqu’au stade de 
la mise en service.

Les  méthodes  comptables  relatives  à  ces  secteurs  sont  les  mêmes  que  celles  qui  sont  décrites  dans  les  principales 
méthodes comptables. La Société évalue le rendement en fonction du résultat avant charges financières, impôt sur le 
résultat, amortissements, autres charges, montant net et (profit net) perte nette latent(e) sur instruments financiers dérivés. 
La Société comptabilise au coût les ventes intersectorielles et les ventes au titre de la gestion. Les cessions d’actifs du 
secteur de l’aménagement des emplacements à celui de la production hydroélectrique, de la production éolienne ou de 
la production solaire sont comptabilisées au coût.

Les activités des secteurs opérationnels de la Société sont effectuées par des équipes distinctes, car chaque secteur 
nécessite des compétences particulières.

Le secteur de la production d’énergie solaire a été ajouté à la date du début de l’exploitation commerciale du parc solaire 
Stardale, le 15 mai 2012.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 104

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2012

Secteurs opérationnels
Produits opérationnels
Charges :
Charges opérationnelles
Frais généraux et administratifs
Charges liées aux projets
potentiels

Bénéfice (perte) avant charges 
financières, impôt sur le résultat, 
amortissements, autres charges, 
montant net et profit net latent sur 
instruments financiers dérivés
Charges financières
Autres charges, montant net

Bénéfice avant impôt sur le 
résultat, amortissements et profit 
net latent sur instruments 
financiers dérivés
Amortissement des immobilisations 
corporelles
Amortissement des immobilisations 
incorporelles
Profit net latent sur instruments 
financiers dérivés
Bénéfice avant impôt sur le résultat

Au 31 décembre 2012
Goodwill
Total de l’actif
Total du passif

Ajouts d’immobilisations 
corporelles

Production 
hydroélectrique

Production 
éolienne

Production 
solaire

123 626

45 558

11 676

Aménagement 
des 
emplacements
—

20 640
5 451

—

7 960
2 252

—

533
278

—

—
1 751

4 412

97 535

35 346

10 865

(6 163)

Total
180 860

29 133
9 732

4 412

137 583
63 281
15 527

58 775

43 902

21 835

(8 342)
1 380

8 269
1 322 173
836 859

—
423 634
383 435

—
139 222
144 555

—
438 924
271 172

8 269
2 323 953
1 636 021

612

3 682

153

169 449

173 896

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 105

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2011

Secteurs opérationnels
Produits opérationnels
Charges :
Charges opérationnelles
Frais généraux et administratifs
Charges liées aux projets potentiels

Bénéfice (perte) avant charges financières, 
impôt sur le résultat, amortissements, autres 
charges, montant net et perte nette latente 
sur instruments financiers dérivés
Charges financières
Autres charges, montant net

Bénéfice avant impôt sur le résultat,
amortissements et perte nette latente sur
instruments financiers dérivés
Amortissement des immobilisations corporelles
Amortissement des immobilisations 
incorporelles
Perte nette latente sur instruments financiers
dérivés
Perte avant impôt sur le résultat

Au 31 décembre 2011
Goodwill
Total de l’actif
Total du passif
Ajouts d’immobilisations corporelles

Production 
hydroélectrique
117 342

Production 
éolienne

30 918

Aménagement 
des 
emplacements
—

18 174
4 297
—

6 052
1 987
—

—
4 081
2 473

94 871

22 879

(6 554)

Total

148 260

24 226
10 365
2 473

111 196
53 122
2 693

55 381
31 177

19 793

61 479
(57 068)

8 269
1 310 207
838 575
1 305

—
387 099
324 270
484

—
336 103
291 448
192 396

8 269
2 033 409
1 454 293
194 185

34.  PLACEMENTS DANS DES COENTREPRISES

Les principales participations de la Société dans des coentreprises se détaillent comme suit :

a)  Quote-part de 38 % des actifs, passifs, produits et charges des coentreprises des parcs éoliens de Baie-des-Sables, 

de L’Anse-à-Valleau, de Carleton, de Gros-Morne et de Montagne-Sèche;

b)  Quote-part de 49 % des actifs, passifs, produits et charges de la coentreprise d’Umbata Falls;

c)  Quote-part de 50 % des actifs, passifs, produits et charges de la coentreprise de Viger-Denonville.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 106

NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)

Les  montant  suivants  sont  inclus  dans  les  états  financiers  consolidés  de  la  Société  en  raison  de  la  consolidation 
proportionnelle des entités décrites aux points a), b) et c) :

La quote-part se détaille comme suit :

31 décembre 2012

31 décembre 2011

Actif
Courant
Non courant
Total de l’actif
Passif
Courant
Non courant
Total du passif

31 459
374 629
406 088

7 171
37 724
44 895

30 500
353 451
383 951

4 140
53 024
57 164

La quote-part se détaille comme suit :

31 décembre 2012

31 décembre 2011

Résultats
Produits
Charges
Bénéfice net

35.  ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS

a)  Dividendes

49 762
32 236
17 526

34 407
26 333
8 074

Date de l’annonce
14/03/2013

Date de clôture 
des registres
28/03/2013

Date du 
paiement
15/04/2013

Dividendes 
par action 
ordinaire 
($)
0,1450

Dividendes 
versés par 
action 
privilégiée de 
série A ($)

Dividendes 
versés par 
action 
privilégiée de 
série C ($)

0,3125

0,4923

b)  Viger-Denonville

Le 23 février 2013, l'entrepreneur d'ingénierie, d'approvisionnement et de construction retenu pour le projet de parc 
éolien Viger-Denonville a reçu un ordre d'exécution, qui a été suivi peu après par l'émission du certificat d’autorisation 
du début des travaux de construction par le ministère du Développement durable, de l'Environnement, de la Faune 
et des Parcs. 

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 107

RENSEIGNEMENTS POUR LES INVESTISSEURS

Inscription boursière
Les actions ordinaires d’Innergex énergie renouvelable inc. sont inscrites à la Bourse de Toronto (la « TSX ») sous le symbole 
« INE ». 
Les actions privilégiées de série A de la Société sont inscrites à la TSX sous le symbole INE.PR.A.
Les actions privilégiées de série C de la Société sont inscrites à la TSX sous le symbole INE.PR.C.
Les débentures convertibles de la Société sont inscrites à la TSX sous le symbole INE.DB.

Innergex énergie renouvelable inc. est une composante des indices de marché suivants :

• 
• 

Indice des titres à petite capitalisation S&P/TSX
Indice S&P/TSX des technologies propres.

Actions privilégiées de série A (TSX : INE.PR.A)
Innergex énergie renouvelable inc. a actuellement 3,4 millions d’actions privilégiées de série A en circulation ayant une valeur 
nominale de 25 $ par action et étant assorties de dividendes privilégiés en espèces, à taux fixe annuel et cumulatif de 1,25 $ 
par action, versés trimestriellement le 15e jour de janvier, d’avril, de juillet et d’octobre. La Société ne pourra racheter les actions 
privilégiées de série A avant le 15 janvier 2016.

Actions privilégiées de série C (TSX : INE.PR.C)
Innergex énergie renouvelable inc. a actuellement 2,0 millions d’actions privilégiées de série C en circulation ayant une valeur 
nominale de 25 $ par action et étant assorties de dividendes privilégiés en espèces, à taux fixe annuel et cumulatif de 1,4375 $ 
par action, versés trimestriellement le 15e jour de janvier, d’avril, de juillet et d’octobre. La Société ne pourra racheter les actions 
privilégiées de série C avant le 15 janvier 2018.

Débentures convertibles (TSX : INE.DB)
Innergex énergie renouvelable inc. a actuellement des débentures convertibles en circulation correspondant à une valeur 
nominale totale de 80,5 M$, qui portent intérêt à un taux annuel de 5,75 % et arriveront à échéance le 30 avril 2017. Chaque 
débenture convertible est convertible en actions ordinaires de la Société à un prix de 10,65 $ par action, au gré du porteur, à 
tout moment avant la date la plus rapprochée entre le 30 avril 2017 et la date de remboursement fixée par la Société (mais pas 
avant le 30 avril 2013, sauf dans certaines situations). Les débentures convertibles sont subordonnées à l’ensemble de la 
dette de la Société.

Notations

Innergex énergie renouvelable inc. 
Actions privilégiées de série A 
Actions privilégiées de série C 
Débentures convertibles 

Standard & Poor’s 
BBB- 
P-3 
P-3 
– 

DBRS 
BBB (faible)
Pfd-3 (faible)
Pfd-3 (faible)
–

Agent de transfert et agent chargé de la tenue des registres 
Pour obtenir des renseignements concernant les certificats d’actions, les versements de dividendes, un changement d’adresse 
ou la prestation électronique des documents des actionnaires (comme les rapports trimestriels et annuels ainsi que la circulaire 
de la direction), veuillez communiquer avec l’agent de transfert et l’agent chargé de la tenue des registres de la Société :

Services aux investisseurs Computershare inc.
1500, rue University, bureau 700 
Montréal (Québec)
Canada  H3A 3S8
Téléphone : 1-800-564-6253 ou 514-982-7555
Courriel :      service@computershare.com
Site Web :    computershare.com

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 108

RENSEIGNEMENTS POUR LES INVESTISSEURS

Régime de réinvestissement de dividendes (« RRD »)
Innergex énergie renouvelable inc. a mis en place un régime de réinvestissement de dividendes à l'intention de ses actionnaires 
ordinaires qui est entré en vigueur le 31 août 2012 et qui permet aux porteurs admissibles d'actions ordinaires d'acquérir des 
actions supplémentaires de la Société en réinvestissant la totalité ou une partie de leurs dividendes en espèces.

Pour plus de renseignements à propos du régime de réinvestissement de dividendes de la Société, veuillez visiter notre site 
Web au www.innergex.com ou communiquer avec la Société de fiducie Computershare Canada, l'agent responsable du régime.

Veuillez noter que si vous souhaitez adhérer au RRD, mais que vous détenez vos actions par l’entremise d’un courtier ou 
d’une institution financière, vous devez communiquer avec cet intermédiaire et lui demander d'adhérer au RRD en votre nom.

Auditeur indépendant
Deloitte s.e.n.c.r.l.

Politique en matière de dividendes sur les actions ordinaires et historique des paiements
Tel que cela a été annoncé publiquement, Innergex énergie renouvelable inc. a l’intention de verser un dividende annuel de 
0,58 $ par action ordinaire, payable trimestriellement.

2012

2011

Premier trimestre
Deuxième trimestre
Troisième trimestre
Quatrième trimestre

0,145 $
0,145 $
0,145 $
0,145 $
1.  La Société a adopté sa politique en matière de dividendes sur les actions ordinaires en mars 2010, au moment du regroupement stratégique au moyen d’un 
plan d’arrangement d’Innergex Énergie, Fonds de revenu et d’Innergex énergie renouvelable inc. Le dividende déclaré pour le deuxième trimestre de 2010 a 
été ventilé pour tenir compte de l’adoption d’un dividende annuel de 0,58 $ par action.

0,145 $
0,145 $
0,145 $
0,145 $

2010
Voir la note 1
0,148181 $
0,145 $
0,145 $

Graphique du titre d'Innergex : du 1er janvier au 31 décembre 2012
Sommet - creux sur 52 semaines : 11,23 $ - 9,99 $

Assemblée annuelle des actionnaires 
L’assemblée annuelle des actionnaires aura lieu :

le mardi 14 mai 2013, à 16 h (HAE)
à l’hôtel Hyatt Regency
1255, rue Jeanne-Mance
Montréal (Québec)  H5B 1E5

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 109

RENSEIGNEMENTS POUR LES INVESTISSEURS

L’Avis de convocation à l’assemblée annuelle des actionnaires et la Circulaire d’information de la direction – sollicitation des 
procurations d’Innergex énergie renouvelable inc. seront disponibles le 18 avril 2013 sur la page Investisseurs de notre site 
Web, à la rubrique Documents d’information continue. Des copies papiers peuvent être fournies sur demande.

Relations avec les investisseurs
Pour toute demande de renseignements financiers, de mises à jour concernant la Société, de communiqués de presse 
récents et de présentations, veuillez contacter :

Marie-Josée Privyk, CFA, PAPPD
Directrice - Relations avec les investisseurs
450-928-2550
mjprivyk@innergex.com

Ou visiter www.innergex.com

This document is available in English. For an electronic version, please visit the Corporation's Website at 
www.innergex.com. For hard copies, please contact info@innergex.com.

Innergex énergie renouvelable inc. ¦ Revue financière de 2012 ¦ 110

REVUE FINANCIÈRE
AU 31 DÉCEMBRE 2012

Table des matières

  1  Rapport de gestion
  41  Responsabilité de l’information ﬁnancière
  42  Rapport de l’auditeur indépendant
  43  États ﬁnanciers consolidés  
  51  Notes complémentaires aux états ﬁnanciers consolidés
 108  Renseignements pour les investisseurs

INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
Bureau de longueuil : 1111, rue Saint-Charles Ouest, Tour Est, bureau 1255 
Longueuil (Québec), Canada J4K 5G4

Bureau de Vancouver : 666, rue Burrard - Park Place, bureau 200 
Vancouver (Colombie-Britannique), Canada V6C 2X8

www.innergex .com

info@innergex.com