EN REVUE
INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. REVUE ANNUELLE
ÉDITION
2013
Nous faisons
partie de la
solution
Michel Letellier,
président et chef de
la direction, positionne
Innergex comme
partie intégrante
de la solution aux
changements
climatiques
Le partenariat
sous toutes
ses formes
Pour Innergex, le
partenariat consiste
à « partager l’effort
pour partager
le succès »
24
12
Développer
de façon durable,
c’est d’abord assumer
ses responsabilités
environnementales
Innergex a fait de la durabilité
environnementale la clef de voûte
de sa stratégie de développement
30
La diversification
est essentielle à un
portefeuille équilibré
Un aperçu des actifs d’Innergex
16
MISE EN GARDE CONCERNANT L’INFORMATION PROSPECTIVE
En vue d’informer les lecteurs sur les perspectives d’avenir de la Société, ce document contient
de l’information prospective au sens des lois sur les valeurs mobilières (l’« information
prospective »). Celle-ci se reconnaît généralement à l’emploi de termes tels que : « approxima-
tivement », « pourrait », « devrait », « fera », « pouvoir », « estimer », « anticiper », « planifier »,
« prévoir », « perspectives », « intention » ou « croit », ou d’autres termes semblables indiquant
que certains événements pourraient se produire ou pas. Cette information prospective exprime les
projections ou attentes de la Société à l’égard d’événements ou de résultats futurs, en date du
présent document. INFORMATION FINANCIÈRE PROSPECTIVE : l’information prospective
comprend l’information financière prospective ou les perspectives financières, au sens des lois
sur les valeurs mobilières, telles que la production, les produits et le BAIIA ajusté prévus, ou les
coûts de projets estimés, afin d’informer les lecteurs de l’impact financier potentiel des résultats
escomptés, de l’éventuelle mise en service des projets en développement, d’acquisitions récem-
ment annoncées, de la capacité de la Société à maintenir les dividendes actuels et à les
augmenter et de sa capacité à financer sa croissance. Cette information peut ne pas être appro-
priée à d’autres fins. HYPOTHÈSES : l’information prospective est basée sur certaines principales
hypothèses formulées par la Société, à propos notamment des régimes hydrologiques, éoliens et
solaires, de la performance de ses installations en exploitation, des conditions du marché des
capitaux, et de la réussite de la Société à développer de nouvelles installations. RISQUES ET
INCERTITUDES : l’information prospective comporte des risques et incertitudes 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. Ces
risques et incertitudes sont expliqués dans la Notice annuelle de la Société sous la rubrique
« Facteurs de risque » et comprennent, sans s’y limiter : la capacité de la Société à mettre en
œuvre sa stratégie ; sa capacité à accéder à des ressources en capital suffisantes ; le risque de
liquidité associé aux instruments financiers dérivés ; les fluctuations des régimes hydrologiques,
éoliens et solaires ; les délais et dépassements de coûts dans la conception et la construction de
projets ; les risques liés à la santé, à la sécurité et à l’environnement ; la capacité de développer
de nouvelles installations ; l’obtention de permis ; la variabilité du rendement des installations et
les pénalités afférentes ; 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 afférentes aux
dettes actuelles et futures ; la déclaration de dividendes à la discrétion du conseil d’administra-
tion ; la capacité d’obtenir de nouveaux contrats d’achat d’électricité ; la capacité de retenir les
membres de la haute direction et les employés clés ; les litiges ; le défaut d’exécution des princi-
pales contreparties ; les relations avec les parties prenantes ; l’approvisionnement en matériaux ;
les changements réglementaires et politiques ; la capacité à obtenir les terrains appropriés ; la
dépendance envers les contrats d’achat d’électricité ; la dépendance envers des infrastructures
de transport et d’interconnexion partagées ; les frais liés aux droits de propriété foncière et aux
permis d’utilisation de l’eau ; l’évaluation des ressources hydroélectriques, éoliennes et solaires
et de la production d’énergie connexe ; la sécurité des barrages ; les catastrophes naturelles et cas
de force majeure ; les fluctuations du taux de change ; les limites de l’assurance ; une notation de
crédit qui peut ne pas refléter la performance réelle de la Société ; la possibilité de responsabilité
non divulguée liée aux acquisitions ; l’intégration des centrales et des projets acquis ; le défaut
d’obtenir les avantages des acquisitions ; le défaut de conclure l’acquisition des centrales
hydroélectriques et du projet en développement d’Hydroméga ; l’introduction à l’exploitation d’un
parc solaire photovoltaïque ; et la fluctuation des produits provenant de la centrale Miller Creek
en raison du prix au comptant Mid-C de l’électricité. Bien que la Société soit d’avis que les
attentes exprimées dans l’information prospective sont fondées sur des hypothèses raisonnables
dans les circonstances, les lecteurs sont mis en garde de ne pas se fier indûment à cette infor-
mation prospective, car il n’existe aucune garantie qu’elle s’avère correcte. L’information
prospective contenue dans ce document est faite en date du 25 février 2014 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. Les principales hypothèses et les princi-
paux risques et incertitudes liés à l’information prospective contenue dans ce document sont
pleinement exposés à la page 38 de ce document.
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, sa capacité à maintenir les dividendes actuels et à les augmenter, et sa
capacité à financer sa croissance. De plus, ces indicateurs facilitent la comparaison des résul-
tats pour différentes périodes. Le BAIIA ajusté, la marge de BAIIA ajusté, les Flux de trésorerie
disponibles et le Ratio de distribution ne sont pas des mesures reconnues par les IFRS et n’ont
pas de définition normalisée prescrite par les IFRS. Les références au « BAIIA ajusté » visent les
produits moins les charges opérationnelles, les frais généraux et administratifs et les charges
liées aux projets potentiels. Les références à la « marge de BAIIA ajusté » visent le BAIIA ajusté
divisé par les produits. Les références aux « Flux de trésorerie disponibles » visent les flux de
trésorerie liés aux activités opérationnelles avant la variation des éléments hors trésorerie du
fonds de roulement opérationnel, moins les dépenses en immobilisations destinées à l'entretien
et nettes des produits de cession, le remboursement prévu du principal de la dette, les dividendes
déclarés sur les actions privilégiées et la portion des Flux de trésorerie disponibles attribuée aux
participations ne donnant pas le contrôle, ainsi que des ajustements correspondant aux entrées
ou aux sorties de trésorerie qui ne sont pas représentatives de la capacité de génération de
trésorerie à long terme de la Société et qui comprennent les coûts de transaction liés à des
acquisitions, les pertes ou gains réalisés sur instruments financiers dérivés utilisés pour fixer les
taux d’intérêt sur les dettes liées aux projets, et les montants reçus par des filiales non entière-
ment détenues au titre de services de transmission devant être fournis à d'autres filiales. Les
références au « Ratio de distribution » visent les dividendes déclarés sur les actions ordinaires
divisés par les Flux de trésorerie disponibles. Les investisseurs sont avisés que le BAIIA ajusté ne
doit pas être considéré comme un substitut au bénéfice net et que les Flux de trésorerie
disponibles ne doivent pas être considérés comme un substitut aux flux de trésorerie liés aux
activités opérationnelles, déterminés conformément aux IFRS.
PARTAGER L’EFFORT POUR PARTAGER LE SUCCÈS
10 mai 2013
Nouveau projet éolien
en développement
Le partenaire d’Innergex, l’Assemblée des communautés
Mi’gmaq du Québec, se voit attribuer 150 MW pour un projet
éolien en Gaspésie, Québec. En décembre 2013, les partenaires
signent une lettre d’intention avec Hydro-Québec Distribution
pour un contrat d’achat d’électricité de 20 ans, sous réserve
d’un décret en conseil du gouvernement du Québec. La mise
en service de ce projet est prévue en 2016.
25 juillet 2013
Acquisition
d’une centrale
hydroélectrique
au Québec
Innergex complète
l’acquisition de la centrale
hydroélectrique au fil
de l’eau Magpie, dont
la puissance installée
est de 40,6 MW et dont
la production annuelle
moyenne atteint
185 GWh.
De l’énergie
renouvelable pour
un futur durable
Des centrales hydroélectriques
aux parcs éoliens et solaires,
découvrez les activités d’Innergex.
4
Principes clés
Innergex adhère à des principes clés,
afin d’apporter une solution aux défis
énergétiques d’aujourd’hui et de
demain, de protéger l’environnement
tout en optimisant l’utilisation de
ressources naturelles pour produire
de l’électricité, et enfin de mériter et
de maintenir son acceptabilité sociale.
15
EN REVUE est une publication d’Innergex énergie renouvelable inc.
EN REVUE 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
PARTAGER L’EFFORT POUR PARTAGER LE SUCCÈS
REVUE ANNUELLE
ÉDITION
2013
Viger-Denonville,
le projet d’une
communauté
tout entière
En 2013, Viger-Denonville fut le premier
parc éolien communautaire issu de l’appel
d’offres de 2009 à être mis en service.
Un remarquable exemple de collaboration.
20
29 novembre 2013
Inauguration officielle
du parc éolien
Viger-Denonville
Innergex et la MRC de Rivière-du-Loup
célèbrent officiellement la mise en
service du parc éolien communautaire
Viger-Denonville, en exploitation
commerciale depuis le 19 novembre 2013.
20 décembre 2013
Innergex incluse
dans plusieurs
indices S&P/TSX
Dans le cadre de la révision
trimestrielle de la famille d’indices
S&P/TSX, Innergex est ajoutée à
l’indice composé S&P/TSX, ainsi qu’à
l’indice de dividendes composé S&P/
TSX, l’indice de revenus sur les actions
S&P/TSX et l’indice composé à faible
volatilité S&P/TSX. La société faisait
déjà partie de l’indice des titres à petite
capitalisation S&P/TSX et de l’indice
des énergies renouvelables et des
technologies propres S&P/TSX.
Agir
autrement
L’histoire de la centrale
hydroélectrique
au fil de l’eau
Kwoiek Creek.
22
Dividendes
et taux d’intérêt
M. Jean La Couture, président du conseil
d’administration, fait le point sur le versement
des dividendes de la société et son exposition
à la hausse des taux d’intérêt.
32
Février 2014
Mise en service
de deux centrales
en Colombie-
Britannique
Innergex met en service deux
nouvelles centrales hydroélectriques
en Colombie-Britannique : la
centrale Northwest Stave River,
de 17,5 MW, acquise à l’étape de
projet en développement dans le
cadre de l’acquisition Cloudworks
en 2011, et la centrale Kwoiek
Creek, de 49,9 MW, développée en
partenariat avec la bande indienne
de Kanaka Bar. Ces centrales ont
été achevées dans les délais et
selon leur budget en décembre
2013 et leur mise en service est
entrée en vigueur le 18 décembre
2013 et le 1er janvier 2014,
respectivement.
Activités de
financement
Innergex est demeurée active sur
le marché des capitaux en 2013.
En mai, elle a clôturé un financement
de projet de 72 M$ pour la centrale
hydroélectrique Northwest Stave
River ; en juin, elle a refinancé avec
succès le parc éolien Carleton avec
une dette liée au projet de 53 M$
et elle a prolongé sa facilité à terme
de crédit rotatif de 425 M$ jusqu’en
2018 ; puis, en août, la société et
son partenaire ont clôturé un
financement de projet de 62 M$
pour le parc éolien communautaire
Viger-Denonville.
17 décembre 2013
Ententes avec une Première
Nation concernant un projet
éolien potentiel
Innergex et la Première Nation Saik’uz signent une lettre
d’intention et un protocole d’entente sur le savoir
traditionnel, en vue du développement d’un projet éolien
à Nulki Hills, près de Vanderhoof, en Colombie-Britannique.
Tableau de bord
• Faits saillants financiers et opérationnels
• Compte rendu d’activités
ET PLUS
36
3
INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. REVUE ANNUELLE 2013 DE L’ÉNERGIE
RENOUVELABLE
POUR UN FUTUR
DURABLE
I
NNERGEX EXPLOITE ACTUELLEMENT
UN PORTEFEUILLE DE 25 CENTRALES
HYDROÉLECTRIQUES AU FIL DE L’EAU,
DONT 13 SONT SITUÉES EN COLOMBIE-
BRITANNIQUE, HUIT AU QUÉBEC, TROIS
EN ONTARIO ET UNE AUX ÉTATS-UNIS,
POUR UN TOTAL DE 517 MW DE
PUISSANCE INSTALLÉE BRUTE.
L’HYDROÉLECTRICITÉ DEMEURE
AUJOURD’HUI LA PLUS IMPORTANTE
SOURCE D’ÉNERGIE POUR L’ENTREPRISE
ET CELLE QU’ELLE PRIVILÉGIE, CELLE-CI
REPRÉSENTANT 70 % DE SA PRODUCTION
D’ÉLECTRICITÉ EN 2013. L’ENTREPRISE
DEMEURE TRÈS ACTIVE DANS CE
SECTEUR. EN 2013, ELLE A COMPLÉTÉ
L’ACQUISITION DE LA CENTRALE
MAGPIE (DE 40,6 MW) AU QUÉBEC ET
ELLE A ACHEVÉ LA CONSTRUCTION DES
CENTRALES KWOIEK CREEK (49,9 MW)
ET NORTHWEST STAVE RIVER (17,5 MW)
EN COLOMBIE-BRITANNIQUE,
LESQUELLES ONT ÉTÉ MISES EN
SERVICE À LA FIN DE L’ANNÉE. L’AJOUT
DE CES TROIS INSTALLATIONS A
AUGMENTÉ DE 26 % LA PUISSANCE
INSTALLÉE BRUTE D’INNERGEX. LA
SOCIÉTÉ POSSÈDE ÉGALEMENT
QUATRE PROJETS HYDROÉLECTRIQUES
EN DÉVELOPPEMENT AVEC CONTRATS
D’ACHAT D’ÉLECTRICITÉ EN
COLOMBIE-BRITANNIQUE, QUI
DEVRAIENT TOUS ÊTRE EN
SERVICE D’ICI LA FIN DE 2016.
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 exploite des centrales hydroélectriques au fil de l’eau, des parcs éoliens et des parcs solaires, et elle exerce ses activités au Québec,
en Ontario et en Colombie-Britannique, de même que dans l’Idaho, aux États-Unis. En 2013, l’entreprise a produit 2 382 GWh d’électricité et
généré des revenus de 198 millions de dollars. En date du mois de février 2014, son portefeuille d’actifs comprend 32 centrales en exploitation
d’une puissance installée nette totale de 672 MW et cinq projets en développement d’une puissance installée nette totale de 210 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 HYDROÉLECTRIQUE AU FIL DE L’EAU NORTHWEST STAVE, EN COLOMBIE-BRITANNIQUE.
I
NNERGEX EXPLOITE ACTUELLEMENT UN
PORTEFEUILLE DE SIX PARCS ÉOLIENS AU
QUÉBEC, D’UNE PUISSANCE INSTALLÉE BRUTE
TOTALE DE 614 MW. CELA COMPREND LE
PARC ÉOLIEN COMMUNAUTAIRE VIGER-
DENONVILLE DE 24,6 MW, MIS EN SERVICE EN
NOVEMBRE 2013 ET QUI CONSTITUE NON
SEULEMENT LE PREMIER PARC ÉOLIEN EN
EXPLOITATION ISSU DE L’APPEL D’OFFRES
ÉOLIEN COMMUNAUTAIRE DE LA PROVINCE
EN 2009, MAIS ÉGALEMENT LE PREMIER
PROJET ÉOLIEN DE LA SOCIÉTÉ DÉVELOPPÉ
EN COENTREPRISE AVEC UNE MUNICIPALITÉ.
DE PLUS, EN DÉCEMBRE 2013, LE PARTENARIAT
FORMÉ D’INNERGEX ET DES COMMUNAUTÉS
MI’GMAQ DU QUÉBEC A SIGNÉ UNE LETTRE
D’INTENTION AVEC HYDRO-QUÉBEC
DISTRIBUTION POUR UN CONTRAT D’ACHAT
D’ÉLECTRICITÉ DE 20 ANS POUR UN PROJET
ÉOLIEN DE 150 MW, SOUS RÉSERVE D’UN
DÉCRET EN CONSEIL DU GOUVERNEMENT DU
QUÉBEC. LA MISE EN SERVICE DE CE PROJET
EST PRÉVUE EN 2016.
PARC ÉOLIEN VIGER-DENONVILLE, AU QUÉBEC.
PARC SOLAIRE STARDALE, EN ONTARIO.
I
NNERGEX A MIS EN SERVICE SON
PREMIER PARC SOLAIRE EN MAI 2012.
CELA CONSTITUAIT UNE AUTRE ÉTAPE
IMPORTANTE POUR L’ENTREPRISE, CAR
CETTE NOUVELLE SOURCE D’ÉNERGIE
LUI PROCURE À LA FOIS DE LA
DIVERSIFICATION 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. À CE
JOUR, LA PERFORMANCE DE STARDALE
SURPASSE LES ATTENTES. INNERGEX
EST D’AVIS QUE LA TECHNOLOGIE
SOLAIRE EST ÉPROUVÉE, SIMPLE ET
FIABLE ET ELLE COMPTE ACCROÎTRE
SA PRÉSENCE DANS CE SECTEUR.
I
NNERGEX CONTINUE D’ALLER
DE L’AVANT AVEC SON AMBITIEUX
PROGRAMME DE DÉVELOPPEMENT
QUI COMPTE CINQ PROJETS
ACTUELLEMENT, DONT UN PROJET
ÉOLIEN AU QUÉBEC ET QUATRE
PROJETS HYDROÉLECTRIQUES EN
COLOMBIE-BRITANNIQUE.
LES ACTIVITÉS DE CONSTRUCTION
ONT COMMENCÉ DURANT LE
QUATRIÈME TRIMESTRE DE 2013
POUR LES PROJETS TRETHEWAY
CREEK, UPPER LILLOOET RIVER ET
BOULDER CREEK, TANDIS QU’ELLES
SONT CENSÉES COMMENCER AU
PRINTEMPS 2014 POUR LE PROJET
BIG SILVER CREEK. CES QUATRE
PROJETS DEVRAIENT TOUS ÊTRE
MIS EN SERVICE D’ICI LA FIN DE 2016.
AU QUÉBEC, LA SOCIÉTÉ ET SON
PARTENAIRE AUTOCHTONE, LES
COMMUNAUTÉS MI’GMAQ DU
QUÉBEC, CONTINUENT DE FAIRE
PROGRESSER LE PROJET ÉOLIEN
MESGI’G UGJU’S’N. EN 2013,
L'ÉVALUATION ENVIRONNEMENTALE
DU PROJET A ÉTÉ COMPLÉTÉE ET
SOUMISE AU MINISTÈRE DU
DÉVELOPPEMENT DURABLE,
DE L'ENVIRONNEMENT, DE LA FAUNE
ET DES PARCS. EN DÉCEMBRE 2013,
LES PARTENAIRES ONT SIGNÉ UNE
LETTRE D’INTENTION AVEC HYDRO-
QUÉBEC DISTRIBUTION POUR UN
CONTRAT D’ACHAT D’ÉLECTRICITÉ
DE 20 ANS, SOUS RÉSERVE
D’UN DÉCRET EN CONSEIL DU
GOUVERNEMENT DU QUÉBEC.
LA CONSTRUCTION DE CE PROJET
DEVRAIT COMMENCER EN 2015
ET SA MISE EN SERVICE DEVRAIT
S’EFFECTUER EN 2016.
ASSEMBLAGE D'UNE ÉOLIENNE AU PARC ÉOLIEN COMMUNAUTAIRE VIGER-DENONVILLE, AU QUÉBEC.
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.
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
NOUS FAISONS
PARTIE DE LA
SOLUTION
Michel Letellier, président et chef de la direction,
positionne Innergex comme partie intégrante
de la solution aux changements climatiques.
N
ous entendons beaucoup parler de
surplus d’électricité ces temps-ci.
Quelle est votre position ?
Les journaux accordent effectivement une large couverture
aux surplus d’électricité, qui semblent constituer un
important défi à travers tout le pays présentement.
Les déséquilibres cycliques entre l’offre et la demande sont
chose courante pour toute industrie, mais plus particulièrement
pour le secteur de l’électricité, où l’offre et la demande sont
désynchronisées de façon notable. Innergex œuvrant dans
ce secteur depuis plus de 20 ans, nous avons été témoins de
plusieurs cycles de ce genre et savons que nous en verrons
de nombreux autres dans les années à venir. La vraie question
est : qu’arrivera-t-il lorsque ces surplus auront disparu ?
12
A
lors, quel est le vrai défi que nous
devons relever ?
Le vrai défi est que les gens doivent avoir accès à une
énergie qui est fiable, abordable, propre et renouvelable.
La planification de l’approvisionnement énergétique est
une responsabilité politique. C’est précisément lorsque nous
sommes en période de surplus que les gouvernements
doivent planifier leurs besoins énergétiques, non seulement
parce que de nouvelles infrastructures prennent du temps
à construire, mais aussi parce que c’est à ce moment-là qu’ils
peuvent se permettre de prendre d’importantes décisions
en matière de politiques et des engagements qui auront
un impact durable.
REVUE ANNUELLE 2013 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
NOUS FAISONS
PARTIE DE LA
SOLUTION
Brown Lake, en Colombie-Britannique.
CONCENTRATIONS DE CO2 À L’OBSERVATOIRE MAUNA LOA
En 2013, les concentra tions globales de CO2 ont dépassé les 400 ppm
pour la première fois dans l’histoire
400
390
380
370
360
350
340
320
310
1960
1970
1980
1990
2000
2010
Source : Scripps Institution of Oceanography
Q
uelle sorte d’engagements les gouvernements
devraient-ils prendre en matière d’énergie ?
Je ne suis pas climatologue, mais la fonte accélérée et de
plus en plus étendue de la calotte glaciaire m’indique que la
planète se réchauffe. En 2013, les particules de dioxyde de
carbone dans l’atmosphère ont atteint un nouveau record,
dépassant les 400 parties par million. Les experts indiquent
que s’ils dépassent la barre des 450 parties par million, les
changements climatiques deviendront irréversibles et
dangereux. Nous ne sommes plus à l’étape des suppositions
scientifiques. Les changements climatiques sont réels.
Les individus, les entreprises et les gouvernements ont le
devoir de résoudre ce problème. La société doit s’engager
à remplacer l’énergie fossile, et le rôle des gouvernements
est d’adopter des politiques à cet effet.
La vision d’Innergex est de produire de l’énergie
durable pour un futur plus vert.
E
t c’est ici que vous entrez en jeu ?
L’énergie renouvelable fait partie de la solution aux
changements climatiques. Notre énergie ne produit
aucun gaz à effet de serre et ses sources sont inépuisables.
M
ais un virage vers l’énergie renouvelable
ne coûtera-t-il pas plus cher ?
Le coût de l’énergie renouvelable est déjà concurrentiel.
Par exemple, nous pouvons construire une centrale
hydroélectrique au fil de l’eau avec un prix de contrat
d’environ 0,08 $ le kWh au Québec et d’environ 0,10 $
le kWh en Colombie-Britannique, ce qui est comparable
à ce qu’il en coûte aux entreprises de services publics.
Pour sa part, l’énergie éolienne coûte environ 0,09 $
le kWh dans ces marchés.
De plus, contrairement à l’énergie fossile, le coût de l’énergie
renouvelable peut présenter un avantage supplémentaire
du fait qu’il est généralement fixé pour de longues périodes
– typiquement 20 à 40 ans – par l’entremise de contrats
d’achat d’électricité à long terme. Cela offre aux services
publics, et ultimement aux consommateurs, plusieurs années
de protection contre de soudaines ou fortes hausses du prix
de l’électricité.
À l’échelle mondiale, nous ne faisons que commencer
à exploiter le potentiel de l’énergie renouvelable. Son coût
devrait continuer de baisser, alors que l’augmentation de
la demande contribuera à réduire les coûts de production
grâce à des économies d’échelle et à des améliorations
technologiques. Mais surtout, son coût deviendra carrément
attrayant lorsque les externalités environnementales et
sociales seront internalisées, comme le coût de la pollution.
Par ailleurs, quiconque se préoccupe des coûts devrait penser
au coût de ne rien faire face aux changements climatiques.
V
ous avez donc confiance dans l’avenir d’Innergex ?
En tant que producteur d’énergie renouvelable, Innergex
fait partie de la solution aux changements climatiques.
Nous investissons continuellement notre capital humain
et financier dans notre portefeuille de projets potentiels,
car ils constituent l’avenir. ●
13
INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. REVUE ANNUELLE 2013
Nous sommes tous préoccupés par
l’impact des gaz à effet de serre sur la
planète, et nous sommes fiers de créer des
infrastructures qui n’en génèrent presque
pas. La consommation effrénée de l’énergie
fossile à l’échelle mondiale relève d’une
inconscience qui ne cessera que lorsque
les coûts de la pollution qu’elle engendre
se reflèteront dans son prix. Dès lors,
l’énergie renouvelable s’imposera
comme un choix à la fois concurrentiel et
responsable. Pour les employés d’Innergex,
c’est un avantage de travailler pour un
producteur d’énergie verte.
– Renaud de Batz, vice-président principal
– Développement hydroélectrique
Il est encourageant de constater que la
population et les gouvernements sont de
plus en plus conscients de l’impact des
changements climatiques et qu’ils
choisissent d’agir pour y remédier. Nous
sommes profondément convaincus du
bien-fondé de notre travail, et les acteurs sur
le marché des capitaux commencent à
reconnaître le sens et l’utilité d’investir dans
des actifs d’énergie renouvelable. Nous
espérons qu’avec le temps, le grand public
réalisera lui aussi que lorsqu’on tient compte
du coût de la pollution et des subventions
aux combustibles fossiles, l’énergie
renouvelable est une solution très
économique aux changements climatiques.
– Jean Trudel, chef de la direction des
investissements et vice-président principal
– Communications
Nous sommes conscients que nos projets
ont un impact sur l’environnement, surtout
au moment de leur construction, qui peut
durer de deux à trois ans. Notre équipe
d’experts en ingénierie s’assure que les
ouvrages sont construits avec soin, afin
d’en minimiser l’impact environnemental
et social, tout en maximisant leur
performance et leur durabilité – de 50
à 100 ans dans le cas de nos centrales
hydroélectriques. Après tout, il n’en coûte
pas vraiment plus cher de faire les choses
correctement du premier coup.
– Claude Chartrand,
vice-président – Ingénierie
Notre vécu avec les communautés
locales et les Premières Nations parle de
lui-même. D’ailleurs, il nous a récemment
valu l’honneur d’être choisis par les
Mi’gmaq du Québec pour développer
ensemble un projet éolien, pour des
raisons qui dépassent les aspects
techniques et économiques de notre
proposition. Nos partenaires locaux
sont la clé du succès de tout projet, et par
conséquent du succès durable d’Innergex.
Nos employés sont motivés et
enthousiasmés de travailler pour
une entreprise qui valorise cette
approche et qui est appréciée de
ses partenaires et du milieu.
– Peter Grover, vice-président principal
– Gestion de projets
Seuls, nous ne pouvons pas faire face aux
changements climatiques. Mais ce que
nous faisons chez Innergex contribue à
résoudre ce problème. Même si plusieurs
entreprises produisent de l’énergie
renouvelable, Innergex est l’une des rares
qui s’y consacrent exclusivement. Cela
nous conduit à renoncer à des occasions
de développement qui certes pourraient
nous assurer une croissance plus rapide,
mais qui enfreindraient nos principes clés.
Par ailleurs, le fait de choisir d’œuvrer dans
ce créneau très étroit nous a amenés à
conjuguer notre conscience sociale
envers l’environnement avec une
conscience sociale envers les
communautés locales et à privilégier
une approche collaborative, qui s’est
solidement ancrée dans nos habitudes.
– Jean Perron, chef de la direction financière
et vice-président principal
Nous avons tous besoin d’électricité.
Étant donné la réalité des changements
climatiques, nous devons produire de
l’électricité avec aussi peu d’émissions
de gaz à effet de serre que possible. De par
sa culture d’entreprise, Innergex a toujours
cherché à minimiser l’effet de ses activités
sur l’environnement. Nous mettons
systématiquement en œuvre, pour nos
nouvelles installations, des programmes
de surveillance qui s’étalent sur plusieurs
années. Par le biais d’études et d’analyses
scientifiques, notre objectif est de
comprendre les effets de chacun de nos
projets et de continuellement valider la
technologie hydroélectrique que nous
utilisons en Colombie-Britannique.
Les résultats à ce jour indiquent non
seulement que nos projets produisent
peu d’émissions, mais aussi qu’ils ont peu
d’effets négatifs sur l’environnement.
– Matt Kennedy, vice-président,
Environnement – région de l’Ouest
L’expérience que nous avons acquise à
travers nos nombreux projets a développé
notre compréhension profonde des
enjeux environnementaux et sociaux de
notre secteur. L’approche que nous
privilégions, inspirée de ces principes,
répond à un réel besoin et nous amène à
développer de meilleures pratiques qui se
transforment souvent en normes, puis en
réglementation. En cela, nous amenons
effectivement le changement.
L’hydroélectricité n’a pas d’égale en
matière d’énergie durable. Les centrales
au fil de l’eau sont d’autant plus
attrayantes qu’elles constituent un
développement à l’échelle humaine.
Nous participons à chaque aspect du
développement d’un projet et nous
témoignons de première main de tout
le bien qu’il produit - une énergie fiable
et renouvelable, des retombées
économiques partagées, une fierté
communautaire et un impact minime
sur l’environnement. Nous sommes
privilégiés d’avoir une abondance de cours
d’eau avec un potentiel hydroélectrique
au Canada, et nous devrions faire de
leur développement une priorité, d’une
manière qui a du sens sur les plans
environnemental, social et économique.
– François Hébert, vice-président principal
– Exploitation et entretien
Derrière ces principes, il y a les gens
d’Innergex. L’intérêt grandissant pour
l’environnement attire des personnes
qui ont pris conscience de l’impact
des changements climatiques, qui se
préoccupent de l'environnement au
quotidien et qui veulent faire partie de la
solution, non seulement par le choix de
l’industrie dans laquelle elles travaillent,
mais aussi par leur manière de travailler.
Chacune d’elles apporte des compétences
complémentaires, et ensemble nous
formons une équipe dont les réalisations
en matière d’acceptabilité sociale,
de développement et de respect de
l’environnement en font une pionnière
de l’énergie renouvelable.
– Richard Blanchet, vice-président principal
– Anne Cliche, vice-présidente –
– région de l’Ouest
Développement organisationnel
et Gestion du talent
14
« »REVUE ANNUELLE 2013 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
Parc éolien communautaire
Viger-Denonville, au Québec.
PRINCIPES CLÉS D’INNERGEX
En 2013, Innergex a produit
2 382 GWh d’électricité ne générant
pratiquement aucune émission
de CO2. Si elle avait été produite à
partir de charbon, cette électricité
aurait émis 2,3 millions de tonnes
de CO2. Si elle avait été produite
à partir de gaz naturel, elle aurait
émis 1,3 million de tonnes de CO2.
Nous croyons que les gens
doivent avoir accès à une énergie
qui est fiable, abordable, propre
et renouvelable.
Les changements climatiques
sont réels. Nous croyons
que l'énergie renouvelable fait
partie de la solution aux
changements climatiques.
Nous croyons à des règles
du jeu équitables en matière
d'approvisionnement en électricité.
Nous appuyons la tarification du
carbone ou tout autre mécanisme
permettant d’internaliser les coûts
environnementaux et sociaux dans
le prix de l’électricité.
Nous croyons à la protection
de l'environnement et au
développement responsable
des ressources naturelles.
Nous appuyons un cadre de
planification et de réglementation
intégral et efficace.
Nous croyons que l’acceptabilité
sociale est la pierre angulaire d'un
développement de projet réussi, et
que les meilleurs projets sont issus
de la coopération à long terme avec
les parties prenantes et d’une
collaboration avec les Premières
Nations et les communautés locales.
Nous croyons à un développement
durable à long terme qui équilibre
des impératifs sociaux,
environnementaux et économiques
Nous croyons à des relations
durables avec nos employés,
nos partenaires et nos parties
prenantes externes, relations
fondées sur le respect, la
transparence et l'intégrité.
Nous croyons qu’Innergex
peut amener le changement.
Innergex adhère à ces principes clés afin d’apporter une solution aux défis énergétiques d’aujourd’hui
et de demain, de protéger l’environnement tout en optimisant l’utilisation de ressources naturelles
pour produire de l’électricité, et de mériter et maintenir son acceptabilité sociale.
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.
15
56748123 »INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. REVUE ANNUELLE 2013 4•
LA DIVERSIFICATION
EST ESSENTIELLE À UN
PORTEFEUILLE ÉQUILIBRÉ
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.
17
•
24
•
9
•
1
•
20
VANCOUVER •
•
13
8 7
• •
•
28
•
•
30
•
•
15
27
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 13 centrales
hydroélectriques au fil de l’eau dans cette province. Elle possède aussi dans cette région trois
projets hydroélectriques en construction et un en développement, ainsi qu’un portefeuille de
1 325 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.
16
REVUE ANNUELLE 2013 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
12•
• BOISE
•29
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) 5,0
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
6
CHAUDIÈRE (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1999
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 24,0
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2019*
•26
•3
•10
• TORONTO
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
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 (USA)
MISE EN EXPLOITATION 1995
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 9,5
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2030
EST
Innergex a mis en service sa première centrale hydroélectrique au fil de l’eau en
1994 à Saint-Paulin, Québec. 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 six parcs
éoliens au Québec, dont Viger-Denonville, le premier parc éolien communautaire
mis en service au Québec en 2013. Depuis 2012, l’entreprise détient et exploite
également un parc solaire de 33 MWDC en Ontario. Dans l’est du Canada, Innergex
possède aussi un projet éolien en développement, ainsi qu’un portefeuille de
1 575 MW de projets potentiels hydroélectriques, éoliens et solaires.
13
KWOIEK CREEK (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2014
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 49,9
PARTICIPATION (%) 50,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2054
14
L’ANSE-À-VALLEAU (QC)
MISE EN EXPLOITATION 2007
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 100,5
PARTICIPATION (%) 38,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2027
15
LAMONT CREEK (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2009
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 27,0
PARTICIPATION (%) 50,01
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2049
16
MAGPIE (QC)
MISE EN EXPLOITATION 2007
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 40,6
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2032
17
MILLER CREEK (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2003
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 33,0
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2033
18
MONTAGNE SÈCHE (QC)
MISE EN EXPLOITATION 2011
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 58,5
PARTICIPATION (%) 38,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2031
•16
19
MONTMAGNY (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1996
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 2,1
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2021*
20
NORTHWEST STAVE RIVER (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2013
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 17,5
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2053
21
PORTNEUF 1 (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1996
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 8,0
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2021*
22
PORTNEUF 2 (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1996
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 9,9
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2021*
23
PORTNEUF 3 (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1996
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 8,0
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2021*
24
RUTHERFORD CREEK (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2004
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 49,9
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2024
23•
•22
21•
•2
• RIMOUSKI
•31
•19
•25
TROIS-RIVIÈRES •
QUÉBEC •
•6
• MONTRÉAL
•32
•11
•18
•14
•5
25
SAINT-PAULIN (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1994
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 8,0
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2014*
26
STARDALE (ON)
MISE EN EXPLOITATION 2012
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 33,2 DC
PARTICIPATION (%)100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2032
27
STOKKE CREEK (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2009
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 22,0
PARTICIPATION (%) 50,01
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2049
28
TIPELLA CREEK (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2009
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 18,0
PARTICIPATION (%) 50,01
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2049
29
UMBATA FALLS (ON)
MISE EN EXPLOITATION 2008
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 23,0
PARTICIPATION (%) 49,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2028
30
UPPER STAVE RIVER (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2009
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 33,0
PARTICIPATION (%) 50,01
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2049
31
VIGER-DENONVILLE (QC)
MISE EN EXPLOITATION 2013
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 24,6
PARTICIPATION (%) 50,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2033
32
WINDSOR (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1996
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 5,5
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2016*
*contient une clause de renouvellement.
•29
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) 5,0
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
6
CHAUDIÈRE (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1999
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 24,0
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2019*
•26
•3
•10
• TORONTO
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
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 (USA)
MISE EN EXPLOITATION 1995
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 9,5
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2030
EST
Innergex a mis en service sa première centrale hydroélectrique au fil de l’eau en
1994 à Saint-Paulin, Québec. 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 six parcs
éoliens au Québec, dont Viger-Denonville, le premier parc éolien communautaire
mis en service au Québec en 2013. Depuis 2012, l’entreprise détient et exploite
également un parc solaire de 33 MWDC en Ontario. Dans l’est du Canada, Innergex
possède aussi un projet éolien en développement, ainsi qu’un portefeuille de
1 575 MW de projets potentiels hydroélectriques, éoliens et solaires.
13
KWOIEK CREEK (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2014
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 49,9
PARTICIPATION (%) 50,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2054
14
L’ANSE-À-VALLEAU (QC)
MISE EN EXPLOITATION 2007
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 100,5
PARTICIPATION (%) 38,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2027
15
LAMONT CREEK (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2009
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 27,0
PARTICIPATION (%) 50,01
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2049
16
MAGPIE (QC)
MISE EN EXPLOITATION 2007
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 40,6
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2032
17
MILLER CREEK (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2003
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 33,0
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2033
18
MONTAGNE SÈCHE (QC)
MISE EN EXPLOITATION 2011
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 58,5
PARTICIPATION (%) 38,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2031
•16
19
MONTMAGNY (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1996
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 2,1
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2021*
20
NORTHWEST STAVE RIVER (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2013
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 17,5
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2053
21
PORTNEUF 1 (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1996
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 8,0
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2021*
22
PORTNEUF 2 (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1996
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 9,9
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2021*
23
PORTNEUF 3 (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1996
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 8,0
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2021*
24
RUTHERFORD CREEK (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2004
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 49,9
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2024
23•
•22
21•
•2
• RIMOUSKI
•31
•19
•25
TROIS-RIVIÈRES •
QUÉBEC •
•6
• MONTRÉAL
•32
•11
•18
•14
•5
25
SAINT-PAULIN (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1994
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 8,0
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2014*
26
STARDALE (ON)
MISE EN EXPLOITATION 2012
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 33,2 DC
PARTICIPATION (%)100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2032
27
STOKKE CREEK (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2009
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 22,0
PARTICIPATION (%) 50,01
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2049
28
TIPELLA CREEK (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2009
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 18,0
PARTICIPATION (%) 50,01
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2049
29
UMBATA FALLS (ON)
MISE EN EXPLOITATION 2008
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 23,0
PARTICIPATION (%) 49,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2028
30
UPPER STAVE RIVER (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2009
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 33,0
PARTICIPATION (%) 50,01
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2049
31
VIGER-DENONVILLE (QC)
MISE EN EXPLOITATION 2013
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 24,6
PARTICIPATION (%) 50,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2033
32
WINDSOR (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1996
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 5,5
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2016*
*contient une clause de renouvellement.
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.
VERS 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, le gouvernement a annoncé en juin 2013 qu’il
délaissait l’approvisionnement en puissance installée
d’énergie renouvelable dans le cadre du Programme de tarifs
de rachat garantis (TRG) pour les projets d’envergure. Par
conséquent, l’Office de l’électricité de l’Ontario a mis fin aux
soumissions de projets d’envergure dans le cadre du
programme de TRG pour lesquels aucun contrat n’avait été
attribué. Le gouvernement envisage plutôt d’instituer un
processus d’offre compétitif qui tiendra compte des besoins
et des préoccupations des communautés locales, y compris
les municipalités et les Premières Nations. Dans son Plan
énergétique à long terme publié en décembre 2013, le
gouvernement ontarien réitère son engagement d’investir
dans les énergies renouvelables et prévoit inaugurer son
nouveau processus d’approvisionnement au printemps 2014.
Le plan cible des ajouts de capacité de 300 MW d’énergie
éolienne et de 140 MW d’énergie solaire en 2015, puis d’un
autre 300 MW d’énergie éolienne et 150 MW d’énergie solaire
en 2016, avec des révisions annuelles. Innergex a plusieurs
projets potentiels éoliens et solaires qu’elle continue de faire
progresser en prévision de soumissions aux termes d’un
éventuel processus d’offre compétitif. Plusieurs projets
potentiels en Ontario, surtout dans le secteur éolien,
dépendent toujours de l’expansion éventuelle du réseau
de transport d’électricité dans le nord de la province et
représentent un potentiel de croissance à plus long terme.
En Colombie-Britannique, BC Hydro a publié son plan intégré
des ressources en novembre 2013, lequel préconise, sans
toutefois en préciser la nature, une série d’actions pour
encourager le maintien d’un secteur de l’énergie renouvelable
robuste et diversifié et promouvoir des occasions de
développement d’énergie renouvelable pour les Premières
Nations. Par ailleurs, la province caresse d’ambitieux projets
de développement de mines et de gaz naturel liquéfié (GNL)
qui pourraient créer des occasions de développement
pour le secteur de l’énergie renouvelable, compte tenu de
l’engagement de la première ministre à produire « le GNL
le plus propre au monde », et de l’importance pour la
population de minimiser les émissions de gaz à effet de
serre. Innergex 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 hydroélectrique et éolienne pour poursuivre
le développement de plusieurs projets potentiels dans
cette province.
Au Québec, Hydro-Québec a lancé un appel d’offres en
décembre 2013 pour l’approvisionnement d’un bloc de
450 MW d’énergie éolienne, y compris 300 MW pour des
projets situés dans les régions du Bas-Saint-Laurent et
de la Gaspésie et 150 MW pour des projets situés partout
dans la province. Les règlements stipulent un prix plafond
de 0,09 $ le kWh, des exigences de contenu local d’au moins
60 %, ainsi qu’une participation de 50 % ou plus par une
entité locale, notamment les municipalités et les Premières
Nations. Innergex a plusieurs projets éoliens qu’elle entend
soumettre dans cet appel d’offres d’ici l’échéance de
septembre 2014. ●
NOMBRE DE SITES EN EXPLOITATION
au 31 décembre
(réel 2003-2013, prévu 2014-2017)
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VIGER-DENONVILLE
LE PROJET D’UNE
COMMUNAUTÉ
TOUT ENTIÈRE
En 2013, Viger-Denonville fut le premier parc éolien
communautaire issu de l’appel d’offres de 2009 à être
mis en service. Un remarquable exemple de collaboration.
L
e 19 novembre 2013 marquait
le début des opérations du
parc éolien Viger-Denonville,
détenu en coentreprise par Innergex
et la Municipalité régionale de comté
(MRC) de Rivière-du-Loup. Cette
réalisation fut soulignée quelques
jours plus tard par une cérémonie
d’inauguration officielle qui s’est
déroulée dans une atmosphère de
fierté partagée, d’appartenance et
d’amitié. La cérémonie reflétait les
relations qui se sont tissées entre les
gens d’Innergex et la population de
cette communauté. Le respect mutuel,
l’écoute, la transparence et l’honnêteté
ont caractérisé les échanges au
quotidien entre les représentants
de la société et les membres de
la communauté, si bien que le
rassemblement pour l’inauguration
a pris une allure de réunion de famille,
plutôt que de cérémonie officielle.
Pour ce projet, Innergex était très
consciente que les relations avec les
communautés hôtes devaient partir
du bon pied. Une première tentative
de développer un projet avec un autre
promoteur avait échoué, suscitant de
fortes appréhensions chez les résidents
locaux. Par conséquent, dès le premier
contact entre les gens de la MRC et
ceux d’Innergex, en 2006, des efforts
ont été déployés pour établir une réelle
collaboration entre les deux parte-
naires. Cette collaboration se reflète
dans l’acceptation, par des proprié-
taires fonciers locaux, d’accueillir les
12 éoliennes de ce projet situé entièrement
sur des terres privées. Elle se reflète
également dans la participation de
26 entreprises locales de la MRC aux
activités de construction, fruit d’une
volonté des partenaires de maximiser
les retombées locales liées au projet.
Et elle se reflète aussi dans l’embauche
de Jean-Sébastien Roy, jeune résident
local et électricien de formation,
comme opérateur du parc éolien.
Selon Philippe Dionne, maire de
Saint-Paul-de-la-Croix, « les gens sont
heureux parce qu’ils ont été consultés
tout au long des démarches qui ont
permis la réalisation de ce projet ».
TOUT EST DANS LES DÉTAILS
Innergex a acheté à un résident local
l’ancien presbytère de Saint-Paul-de-
la-Croix avec l’intention de le convertir
en bureau d’opération. Peu après, un
important dégât d’eau s’est produit
dans le bâtiment, occasionnant des
travaux de réfection majeurs.
À l’intérieur, il fallait arracher, déconta-
miner, remettre à neuf, et changer le
système de chauffage. En premier lieu,
Innergex envisageait de moderniser
l’intérieur. Cependant, l’entreprise s’est
vite rendu compte qu’il était important
pour des gens comme Philippe Dionne,
Michel Lagacé (préfet de la MRC) et
Mélanie Milot (responsable du patri-
moine de la MRC) que le caractère
patrimonial de ce bâtiment soit préservé,
même s’il n’était pas officiellement
classé comme bien patrimonial. Les
partenaires ont donc travaillé ensemble
pour s’assurer de conserver son cachet
ancien lors des rénovations. ●
20
REVUE ANNUELLE 2013 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
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.
VERS 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, le gouvernement a annoncé en juin 2013 qu’il
délaissait l’approvisionnement en puissance installée
d’énergie renouvelable dans le cadre du Programme de tarifs
de rachat garantis (TRG) pour les projets d’envergure. Par
conséquent, l’Office de l’électricité de l’Ontario a mis fin aux
soumissions de projets d’envergure dans le cadre du
programme de TRG pour lesquels aucun contrat n’avait été
attribué. Le gouvernement envisage plutôt d’instituer un
processus d’offre compétitif qui tiendra compte des besoins
et des préoccupations des communautés locales, y compris
les municipalités et les Premières Nations. Dans son Plan
énergétique à long terme publié en décembre 2013, le
gouvernement ontarien réitère son engagement d’investir
dans les énergies renouvelables et prévoit inaugurer son
nouveau processus d’approvisionnement au printemps 2014.
Le plan cible des ajouts de capacité de 300 MW d’énergie
éolienne et de 140 MW d’énergie solaire en 2015, puis d’un
autre 300 MW d’énergie éolienne et 150 MW d’énergie solaire
en 2016, avec des révisions annuelles. Innergex a plusieurs
projets potentiels éoliens et solaires qu’elle continue de faire
progresser en prévision de soumissions aux termes d’un
éventuel processus d’offre compétitif. Plusieurs projets
potentiels en Ontario, surtout dans le secteur éolien,
dépendent toujours de l’expansion éventuelle du réseau
de transport d’électricité dans le nord de la province et
représentent un potentiel de croissance à plus long terme.
En Colombie-Britannique, BC Hydro a publié son plan intégré
des ressources en novembre 2013, lequel préconise, sans
toutefois en préciser la nature, une série d’actions pour
encourager le maintien d’un secteur de l’énergie renouvelable
robuste et diversifié et promouvoir des occasions de
développement d’énergie renouvelable pour les Premières
Nations. Par ailleurs, la province caresse d’ambitieux projets
de développement de mines et de gaz naturel liquéfié (GNL)
qui pourraient créer des occasions de développement
pour le secteur de l’énergie renouvelable, compte tenu de
l’engagement de la première ministre à produire « le GNL
le plus propre au monde », et de l’importance pour la
population de minimiser les émissions de gaz à effet de
serre. Innergex 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 hydroélectrique et éolienne pour poursuivre
le développement de plusieurs projets potentiels dans
cette province.
Au Québec, Hydro-Québec a lancé un appel d’offres en
décembre 2013 pour l’approvisionnement d’un bloc de
450 MW d’énergie éolienne, y compris 300 MW pour des
projets situés dans les régions du Bas-Saint-Laurent et
de la Gaspésie et 150 MW pour des projets situés partout
dans la province. Les règlements stipulent un prix plafond
de 0,09 $ le kWh, des exigences de contenu local d’au moins
60 %, ainsi qu’une participation de 50 % ou plus par une
entité locale, notamment les municipalités et les Premières
Nations. Innergex a plusieurs projets éoliens qu’elle entend
soumettre dans cet appel d’offres d’ici l’échéance de
septembre 2014. ●
NOMBRE DE SITES EN EXPLOITATION
au 31 décembre
(réel 2003-2013, prévu 2014-2017)
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VIGER-DENONVILLE
LE PROJET D’UNE
COMMUNAUTÉ
TOUT ENTIÈRE
En 2013, Viger-Denonville fut le premier parc éolien
communautaire issu de l’appel d’offres de 2009 à être
mis en service. Un remarquable exemple de collaboration.
L
e 19 novembre 2013 marquait
le début des opérations du
parc éolien Viger-Denonville,
détenu en coentreprise par Innergex
et la Municipalité régionale de comté
(MRC) de Rivière-du-Loup. Cette
réalisation fut soulignée quelques
jours plus tard par une cérémonie
d’inauguration officielle qui s’est
déroulée dans une atmosphère de
fierté partagée, d’appartenance et
d’amitié. La cérémonie reflétait les
relations qui se sont tissées entre les
gens d’Innergex et la population de
cette communauté. Le respect mutuel,
l’écoute, la transparence et l’honnêteté
ont caractérisé les échanges au
quotidien entre les représentants
de la société et les membres de
la communauté, si bien que le
rassemblement pour l’inauguration
a pris une allure de réunion de famille,
plutôt que de cérémonie officielle.
Pour ce projet, Innergex était très
consciente que les relations avec les
communautés hôtes devaient partir
du bon pied. Une première tentative
de développer un projet avec un autre
promoteur avait échoué, suscitant de
fortes appréhensions chez les résidents
locaux. Par conséquent, dès le premier
contact entre les gens de la MRC et
ceux d’Innergex, en 2006, des efforts
ont été déployés pour établir une réelle
collaboration entre les deux parte-
naires. Cette collaboration se reflète
dans l’acceptation, par des proprié-
taires fonciers locaux, d’accueillir les
12 éoliennes de ce projet situé entièrement
sur des terres privées. Elle se reflète
également dans la participation de
26 entreprises locales de la MRC aux
activités de construction, fruit d’une
volonté des partenaires de maximiser
les retombées locales liées au projet.
Et elle se reflète aussi dans l’embauche
de Jean-Sébastien Roy, jeune résident
local et électricien de formation,
comme opérateur du parc éolien.
Selon Philippe Dionne, maire de
Saint-Paul-de-la-Croix, « les gens sont
heureux parce qu’ils ont été consultés
tout au long des démarches qui ont
permis la réalisation de ce projet ».
TOUT EST DANS LES DÉTAILS
Innergex a acheté à un résident local
l’ancien presbytère de Saint-Paul-de-
la-Croix avec l’intention de le convertir
en bureau d’opération. Peu après, un
important dégât d’eau s’est produit
dans le bâtiment, occasionnant des
travaux de réfection majeurs.
À l’intérieur, il fallait arracher, déconta-
miner, remettre à neuf, et changer le
système de chauffage. En premier lieu,
Innergex envisageait de moderniser
l’intérieur. Cependant, l’entreprise s’est
vite rendu compte qu’il était important
pour des gens comme Philippe Dionne,
Michel Lagacé (préfet de la MRC) et
Mélanie Milot (responsable du patri-
moine de la MRC) que le caractère
patrimonial de ce bâtiment soit préservé,
même s’il n’était pas officiellement
classé comme bien patrimonial. Les
partenaires ont donc travaillé ensemble
pour s’assurer de conserver son cachet
ancien lors des rénovations. ●
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REVUE ANNUELLE 2013 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
Vue du parc éolien communautaire
Viger-Denonville, à partir du village de
Saint-Paul-de-la-Croix, au Québec.
INAUGURATION OFFICIELLE
Le 29 novembre 2013, la cérémonie officielle
d’inauguration du parc éolien Viger-Denonville
s’est déroulée dans une atmosphère de fierté
partagée, d’appartenance et d’amitié. Cette
célébration réunissait plus de 130 personnes, y
compris des élus locaux des deux municipalités
hôtes et des 12 municipalités membres de la
MRC, des députés du gouvernement provincial,
des propriétaires fonciers, des représentants du
comité de suivi du projet, des entreprises locales
qui ont participé à la construction, d’Hydro-
Québec, du turbinier REpower, de l'entrepreneur
Boréa, d’organismes professionnels et de
groupes environnementaux.
« S'il y a un mot qui doit qualifier la journée
d'aujourd'hui, c'est la fierté ! La fierté d'être
Louperivien à l'intérieur du Québec ! »
– Michel Lagacé, président de la Conférence régionale
des élus du Bas-Saint-Laurent et préfet de la MRC
de Rivière-du-Loup
Célébrations lors de l'inauguration
du parc éolien communautaire
Viger-Denonville, au Québec.
21
INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. REVUE ANNUELLE 2013 AGIR
AUTREMENT
L’histoire de la centrale hydroélectrique
au fil de l’eau Kwoiek Creek.
« COMMENT NOTRE
COMMUNAUTÉ PEUT-ELLE SE
TOURNER VERS L’AVENIR, ALORS
QUE SA MÉMOIRE ET SON CŒUR
SONT ENCORE TELLEMENT
IMPRÉGNÉS PAR LE PASSÉ ?
EN FAISANT LES CHOSES
AUTREMENT. »
22
À
la fin des années 1980,
poussé par sa vision d’un
futur meilleur pour les siens
et par son désir d’agir autrement pour
le réaliser, le chef James Frank amène
la bande indienne de Kanaka Bar à faire
une demande de permis d’utilisation de
l’eau, après avoir observé la ruée vers
de tels permis dans le but de déve-
lopper des centrales hydroélectriques
au fil de l’eau qui avait alors cours,
résultat de la nouvelle politique de
production énergétique indépendante
de BC Hydro. « Kanaka, explique-t-il, a
toujours été consciente de la puissance
de Kwoiek Creek. L’industrie des
énergies renouvelables offrait l’occa-
sion rêvée de faire valoir d’une manière
moderne les droits et les titres de la
nation Nlaka’pamu. »
La bande autochtone se met alors à
recueillir des données de référence sur
l’utilisation des terres et sur les débits
d’eau. Elle ouvre le dialogue avec les
gouvernements fédéral et provincial
dans le cadre du processus d’étude du
projet et de délivrance de permis. Elle
tente – en vain – des partenariats avec
trois entreprises pour faire lever le
projet. Et enfin, en 2005, elle s’associe
à parts égales dans une coentreprise
REVUE ANNUELLE 2013 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
« Pour réussir un projet, il faut une
relation basée sur la confiance. Elle
prend du temps à bâtir, elle peut se
perdre en un instant et elle exige un
effort constant de chacun, pendant
toute la durée du projet. »
– Patrick Michell, agent de liaison
de la communauté de Kanaka Bar
« [Les producteurs d’électricité
indépendants] représentent une
industrie de choix pour les Premières
Nations de la province qui sont, en
général, isolées et éloignées des grands
centres, et qui cherchent des moyens
de créer de l’emploi et de générer des
revenus capables de les aider à
soutenir leurs communautés. »
– Adam Olsen, leader autochtone et chef
intérimaire du Parti vert de la Colombie-
Britannique
16 communautés de Premières
Nations voisines, dont plusieurs
devaient donner leur accord au
passage sur leur territoire des lignes
de transport d’électricité du projet. La
construction est lancée au printemps
2011. La création locale d’emplois est
une priorité pour la communauté ;
pendant les travaux, près de 40 % des
travailleurs du chantier sont des
membres de la bande de Kanaka Bar,
soit deux fois la moyenne provinciale
pour de tels projets. On construit
une grue à câble au-dessus du fleuve
Fraser pour accélérer le transport
des matériaux et de l’équipement.
On installe sous la surface du sol la
conduite forcée de sept kilomètres
reliant la prise d’eau à la centrale.
On répare des routes d’accès et des
ponts forestiers en mauvais état, qui
seront désormais entretenus selon les
normes de l’industrie. On aménage
aussi un chenal de compensation d’un
kilomètre pour les poissons, compor-
tant plusieurs déviations, des étangs et
de petits lacs.
En novembre 2013, plus de 20 ans
après l’idée initiale du chef Frank, la
centrale produit enfin ses premiers
mégawatts d’électricité.
Ouverture officielle du
chantier du projet
hydroélectrique Kwoiek Creek,
en Colombie-Britannique.
avec Innergex, qui s’engage à fournir
l’expertise et le capital nécessaires au
projet, tout en permettant à la bande
de participer à toutes les décisions
relatives à la conception, à la planifica-
tion et à la construction.
Les deux partenaires présentent le
projet en 2006, à l’occasion d’un appel
d’offres d’énergie renouvelable de
BC Hydro, et obtiennent un contrat
d’achat d’électricité de 40 ans, ce qui
donne le feu vert au projet. Il leur
faudra trois ans pour compléter le
processus d’évaluation et de certifica-
tion environnementale et deux ans
de plus pour consulter pas moins de
Installation d'une conduite
forcée au projet hydroélec-
trique Kwoiek Creek, en
Colombie-Britannique.
Les membres de Kanaka Bar sont très
fiers de cette réussite. « La collabora-
tion de nos communautés avec le
secteur des énergies renouvelables
apporte des actifs générationnels et
des bénéfices à long terme à Kanaka
Bar, aux résidents de la localité ainsi
qu’à toute la Colombie-Britannique,
explique Patrick Michell, agent de
liaison de la communauté de Kanaka
Bar. Une petite communauté comme
la nôtre ne se voyait certainement pas
servir de vitrine et établir de nouvelles
normes en 1990. Mais aujourd’hui,
nous sommes en mesure de témoi-
gner du pouvoir de la collaboration
et c’est ce que Kanaka entend faire. »
En fait, le succès de la centrale Kwoiek
Creek a incité la bande à identifier
plusieurs autres projets d’énergie
renouvelable qu’elle prévoit développer
à l’avenir. « Mais, pour le moment,
conclut Patrick Michell, l’effet des
retombées économiques, les sourires
sur les visages des gens et les gains
communautaires en termes de fierté,
d’estime de soi et de confiance en soi
sont tout ce qui compte. » ●
23
INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. REVUE ANNUELLE 2013 LE PARTENARIAT
SOUS TOUTES
SES FORMES
Un membre de l'équipe d'Ecofish Research effectue une
évaluation de l'habitat aquatique sur le site du Projet
hydroélectrique Upper Lillooet, en Colombie-Britannique.
24
REVUE ANNUELLE 2013 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. LE PARTENARIAT
SOUS TOUTES
SES FORMES
Innergex, commanditaire du
Winterfest 2013 de Pemberton,
en Colombie-Britannique.
« Cela va au-delà du commerce des
énergies renouvelables. De son engagement
actif envers la chambre de commerce et
l’association touristique de notre localité à
la mobilisation des entreprises locales, en
passant par son appui à des activités clés
comme Winterfest et la banque alimentaire
locale, Innergex a toujours été et continue
d’être un citoyen corporatif exemplaire dans
notre communauté. »
– Jordan Sturdy, maire de Pemberton et député
provincial de West Vancouver - Sea to Sky
Pour Innergex, le partenariat consiste à
« partager l’effort pour partager le succès ».
L
es partenariats font partie de
l’ADN d’Innergex depuis qu’elle
a réalisé son premier projet
hydroélectrique, il y a plus de
20 ans. L’entreprise a compris d’emblée
que la collaboration était la meilleure
façon d’aller de l’avant avec ses projets.
Dans sa vision du développement, un
partenaire est, très simplement, toute
personne, entreprise ou organisation
avec qui elle travaille… en partenariat.
Cela englobe aussi bien ses propres
employés que les Premières Nations,
les municipalités, les collectivités
locales, ses principaux clients, les
agences gouvernementales, les
fournisseurs et les entrepreneurs,
les organisations non gouverne-
mentales et ses pairs de l’industrie.
Pour Innergex, le partenariat est
synonyme d’efforts partagés, mais
également de succès partagés.
Cette approche s’est traduite par
des collaborations de toutes sortes,
allant de la coentreprise commerciale
jusqu’à des initiatives en faveur de la
protection de l’eau. En témoigne cette
citation de l’honorable Bill Bennett,
ministre de l’Énergie et des Mines et
ministre responsable de l’examen
stratégique des dépenses ministérielles
de la Colombie-Britannique : « à titre
d’entreprise spécialisée en énergies
renouvelables, Innergex joue un rôle
de modèle en Colombie-Britannique.
Notre gouvernement attache une
valeur à l’engagement d’Innergex,
à titre d’investisseur important et
responsable dans notre province. »
25
INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. REVUE ANNUELLE 2013
Cérémonie de signature des ententes entre
Innergex et la Première Nation Saik'uz pour
le développement d'un projet éolien en
Colombie-Britannique.
• La Première Nation Stellat’en, située
près de Fraser, en Colombie-Britannique,
a approché Innergex dans le but de
développer un parc éolien. Elle en possède
les droits de développement et a déjà
commencé à mesurer les vents.
• En 2013, Innergex a signé une lettre
d’intention et un protocole d’entente avec
la Première Nation Saik’uz afin de développer
un parc éolien près de Vanderhoof, en
Colombie-Britannique.
• Toujours en 2013, la Première Nation Sts’ailes
– avec qui Innergex (anciennement
Cloudworks) a signé plusieurs accords de
participation depuis 2010 pour des centrales
existantes et divers projets en construction
ou en développement, tels Tretheway Creek
et Big Silver Creek – a également conclu une
entente de développement économique avec
Innergex pour le développement conjoint du
potentiel hydroélectrique de son territoire
traditionnel, principalement situé aux
abords du lac Harrison.
Un partenaire de choix
pour les Premières
Nations
Innergex s’est forgé une réputation de
partenaire de choix auprès des Premières
Nations qui cherchent à développer leurs
activités dans le secteur des énergies
renouvelables. La Société entretient des
relations avec plus de 40 nations autochtones
en Colombie-Britannique, en Ontario et au
Québec, et a signé des ententes formelles de
partage des bénéfices avec plus d’une vingtaine
d’entre elles. « Nous reconnaissons la valeur de
ces partenariats et nous comptons continuer à
approfondir ces relations partout où les
conditions permettent le développement de
nouveaux projets d’énergie renouvelable »,
précise Bas Brusche, directeur des affaires
publiques, région de l’Ouest chez Innergex.
• Depuis 2002, Innergex a signé avec la
nation Lil’wat plusieurs Ententes sur les
répercussions et les avantages relativement
aux projets Upper Lillooet River et Boulder
Creek, qui sont actuellement en construction.
La nation Lil’wat prévoit aussi le développement
conjoint, avec Innergex, de plusieurs autres
projets d’énergie renouvelable situés dans
les limites de son territoire traditionnel.
• En 2002, Innergex a conclu une entente avec
les Ojibways de la Première Nation de Pic
River, qui étaient déjà copropriétaires de deux
centrales hydroélectriques au fil de l’eau, afin
d’évaluer le potentiel supplémentaire de
développement hydroélectrique sur leur
territoire traditionnel ; cette étude a débouché
sur une coentreprise visant à construire une
centrale de 23 MW à Umbata Falls, qui est
en activité depuis 2008.
• En 2005, la bande indienne de Kanaka Bar
et Innergex se sont associées pour construire
une centrale hydroélectrique au fil de l’eau
de 49,9 MW dont la communauté autochtone
possédait le permis d’utilisation de l’eau ; ce
projet, aujourd’hui connu sous le nom de la
centrale Kwoiek Creek, est en activité depuis
décembre 2013.
• En 2012, les communautés Mi’gmaq du
Québec ont retenu Innergex comme partenaire
pour la conception d’un projet éolien de
150 MW en Gaspésie, au Québec. En
décembre 2013, les partenaires ont signé
une lettre d’intention avec Hydro-Québec
Distribution pour un contrat d’achat
d’électricité de 20 ans, sous réserve d’un
décret en conseil du gouvernement du
Québec, et ils continuent de faire progresser
ce projet.
26
REVUE ANNUELLE 2013 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. Mise en place d'un habitat
compensatoire pour les poissons
au projet hydroélectrique Kwoiek Creek,
en Colombie-Britannique.
SWITCH, l’alliance pour
une économie verte
au Québec
En 2013, Innergex est devenue partenaire
et membre du comité consultatif de SWITCH,
une « alliance » entre des associations
industrielles, des organisations non
gouvernementales et des fonds
d’investissement plaidant pour une direction
politique, économique et sociale forte, des
politiques gouvernementales cohérentes et
une collaboration public-privé pour faciliter la
transition vers une économie québécoise plus
verte. La participation d’Innergex s’inscrit dans
sa volonté de rendre toujours plus concrète
sa vision d’un avenir plus vert.
The Energy Forum
En 2013, Innergex est devenue l’un des
membres fondateurs du Forum de l’énergie
(The Energy Forum), un projet collaboratif
réunissant des producteurs d’énergie
indépendants, des associations industrielles et
des organisations non gouvernementales de la
Colombie-Britannique, qui s’attèle à développer
des solutions aux grands défis énergétiques,
climatiques et écosystémiques. Cet organisme
vise à favoriser le dialogue sur des enjeux
comme les changements climatiques, la gestion
de l’environnement, le développement durable
et l’efficacité énergétique.
27
Évaluation de la conformité sur chantier au
projet hydroélectrique Upper Lillooet, en
Colombie-Britannique.
Projet pilote sur la politique
d’atténuation des effets
sur l’environnement de la
Colombie-Britannique
Innergex a participé aux consultations menées
par le ministère de l’Environnement de la
Colombie-Britannique sur son projet de
politique d’atténuation des effets sur les
valeurs environnementales (Policy for
Mitigating Impacts on Environmental Values).
Par la suite, au moment de tester la mise en
œuvre de la politique dans des conditions
réelles, l’entreprise s’est portée volontaire pour
réaliser un essai dans le cadre de son projet
hydroélectrique Tretheway Creek. Cet essai
visait à intégrer dans un tout cohérent
l’identification des valeurs et des composantes
environnementales, l’élaboration des études
d’impact, l’utilisation de la hiérarchie
d’atténuation et le choix des mesures
d’atténuation. Depuis deux ans, l’entreprise
utilise cette politique à la manière d’un cadre
permettant d’opter pour les mesures
d’atténuation les mieux adaptées au projet
Tretheway Creek. Par exemple, après avoir
examiné l’incidence possible du tracé des
lignes de transport d’électricité sur l’habitat
potentiel de la chouette tachetée, elle a
identifié un secteur réservé à l’éventuelle
réintroduction de cette espèce par la province
et a contribué financièrement à cet effort.
INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. REVUE ANNUELLE 2013 Des membres de l'équipe d'Ecofish Research
effectuent un échantillonnage de ménomini
des montagnes, dans le cadre de l'évaluation
environnementale du Projet hydroélectrique
Upper Lillooet, en Colombie-Britannique.
Linda Nowlan de WWF-Canada et
Matt Kennedy, v.-p. — Environnement,
région de l'Ouest pour Innergex, au site
hydroélectrique Ashlu Creek, en
Colombie-Britannique.
Crédit : Craig Orr.
Le Fonds mondial pour
la nature (WWF-Canada)
Depuis quelques années, Innergex collabore
avec la branche canadienne du Fonds mondial
pour la nature (World Wildlife Fund Canada)
dans le processus consultatif de la
Colombie-Britannique sur les enjeux liés
à l’eau. Des délégués des deux organisations
ont participé aux activités du groupe technique
consultatif sur le projet de loi sur la durabilité
des ressources hydriques (Water Sustainability
Act), afin que les enjeux de la réglementation
des eaux de surface et de l’intégration de
débits d’eau environnementaux soient pris
en considération dans tout octroi de permis
d’utilisation de l’eau.
« La collaboration d’Innergex, à titre de
coprésidente du comité sur l’eau du Forum
de l’énergie, au projet de loi sur la durabilité
des ressources hydriques (Water Sustainability
Act) nous a permis de mieux comprendre les
défis sur le terrain et sur le plan opérationnel
que représente la mise en œuvre d’une nouvelle
loi en Colombie-Britannique, et elle nous aide
à atteindre notre objectif d’améliorer la
protection juridique des flux environnementaux
dans cette province. »
– Linda Nowlan, directrice régionale
intérimaire, Colombie-Britannique et région
du Pacifique du WWF-Canada
28
gouvernements fédéral et provincial, d’experts
universitaires et d’exploitants de centrales
au fil de l’eau. Les résultats de cette étude
indépendante indiquent qu’il existe peu de
preuves d’un effet significatif des centrales
hydroélectriques au fil de l’eau sur les
salmonidés, et servent de base solide à la
poursuite des activités d’évaluation, de
collaboration et de responsabilisation des
producteurs d’électricité indépendants
de la Colombie-Britannique, en partenariat
avec le gouvernement de la province.
« Il importe de souligner qu’il s’agissait là
de la première étude de ce genre réalisée en
Colombie-Britannique, de même que l’une des
toutes premières au monde. L’adoption d’une
approche scientifique pour étudier l’impact
sur les salmonidés est une expérience dont
les autres autorités pourraient apprendre et
qu’elles pourraient, espérons-le, imiter. »
– Dr Brian Riddell, président et chef de la
direction de la Pacific Salmon Foundation
Pacific Salmon
Foundation – étude
indépendante des projets
hydroélectriques au fil de
l’eau en Colombie-
Britannique
En octobre 2012, Clean Energy BC (CEBC) a
confié à la Fondation du saumon du Pacifique
(Pacific Salmon Foundation) le mandat de
réaliser une évaluation scientifique
indépendante des projets hydroélectriques
au fil de l’eau, et plus spécifiquement de leurs
effets potentiels sur les salmonidés - famille
incluant diverses espèces de saumon et de
truite. Étant l’un des plus importants
producteurs indépendants d’électricité en
Colombie-Britannique, Innergex a activement
collaboré à cette étude, en y apportant des
données de surveillance détaillées provenant
de la plupart de ses 13 centrales au fil de l’eau
en Colombie-Britannique, en y consacrant du
temps et en y apportant un appui financier
indirect, par l’intermédiaire de CEBC. Matt
Kennedy, vice-président, Environnement -
région de l’Ouest chez Innergex et biologiste
professionnel agréé, représentait l’industrie
au sein de ce comité consultatif composé
d’organisations non gouvernementales
environnementales, de représentants des
REVUE ANNUELLE 2013 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. Forum régional sur l'eau en
Chaudière-Appalaches, au Québec.
Pont suspendu au Parc des
Chutes-de-la-Chaudière,
au Québec.
développement durable sur l’ensemble du
territoire québécois. Ils sont reconnus comme
les interlocuteurs privilégiés du gouvernement
sur les questions environnementales et ils
interviennent dans la plupart des grands
dossiers : aires protégées et milieux humides,
agriculture, biodiversité, changements
climatiques, développement durable, protection
des eaux et des lacs, énergie, foresterie,
matières résiduelles, mines, transport et
aménagement du territoire.
« Reconnue pour son expertise dans le domaine
du développement de l'énergie renouvelable,
Innergex a su, au fil des ans, démontrer sa
capacité à intégrer les attentes des
communautés et à maximiser les retombées
économiques locales tout en faisant preuve
d'un souci constant pour la qualité de
l'environnement. »
– Guy Lessard, président du Conseil régional
de l’environnement Chaudière-Appalaches
Conseil régional de
l’environnement
Chaudière-Appalaches :
soutien à la mise en
œuvre du développement
durable dans la région
En tant que partenaire financier et membre
du conseil d’administration du Conseil régional
de l’environnement Chaudière-Appalaches,
Innergex aide l’organisme à mettre en œuvre le
développement durable sur son territoire. Étant
propriétaire et exploitant de deux centrales
hydroélectriques au fil de l’eau dans la région
(Chaudière et Montmagny), Innergex participe
activement à la concertation avec les parties
prenantes, lesquelles incluent des élus, des
experts en gestion de la forêt, ainsi que des
représentants de l’union des producteurs
agricoles et des commissions scolaires.
Les conseils régionaux de l’environnement sont
des acteurs engagés dans la protection de
l’environnement et dans la promotion du
29
INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. REVUE ANNUELLE 2013 DÉVELOPPER DE FAÇON
DURABLE, C’EST D’ABORD
ASSUMER SES RESPONSABILITÉS
ENVIRONNEMENTALES
Innergex a fait de la durabilité environnementale
la clef de voûte de sa stratégie de développement.
Canard arlequin au Projet
hydroélectrique Upper Lillooet,
en Colombie-Britannique.
P
our le personnel d’Innergex,
la notion de développement
durable ne se limite pas à ce
que fait l’entreprise – c’est-à-dire
produire de l’électricité à partir de
sources d’énergie renouvelables. Elle
recouvre aussi la façon dont elle le fait :
produire de l’électricité pour répondre
aux besoins d’aujourd’hui sans nuire à
la capacité des prochaines générations
de répondre à leurs propres besoins.
D’un point de vue environnemental,
le développement durable consiste à
exploiter l’eau, le vent ou le soleil tout
en cherchant à éviter, minimiser, atténuer
ou compenser l’effet que ces activités
pourraient avoir sur l’écosystème environ-
nant… et ultimement, à laisser la planète
en meilleur état. En d’autres mots, agir de
manière responsable.
Depuis plus de 20 ans, Innergex est
reconnue pour son respect des normes
environnementales les plus exigeantes.
Elle s’est constamment efforcée
d’améliorer ses pratiques en matière
d’évaluation, de suivi, de respect des
engagements, de conformité et de
reddition de compte et, ce faisant,
a développé de meilleures pratiques
innovatrices, qui ultimement se sont
intégrées à de nouvelles réglementations.
30
Elle a fait de la durabilité environnemen-
tale la clef de voûte de sa stratégie de
développement, tout comme elle a fait de
l’acceptabilité sociale sa pierre angulaire.
Dans une industrie assujettie à certaines
des règles environnementales les plus
strictes qui soient, il est difficile d’aller
beaucoup plus loin que les exigences
réglementaires elles-mêmes. Innergex
demeure pleinement consciente que sa
réputation repose en partie sur des
installations bien conçues et bien gérées,
et c’est pourquoi elle a fait de la confor-
mité environnementale une véritable
priorité. Cependant, c’est par l’intégration
des considérations environnementales
dès les premières étapes du processus de
développement que l’entreprise se
distingue vraiment. Les objectifs liés à
l’ingénierie et ceux liés à l’environnement
sont intégrés simultanément à la concep-
tion des nouveaux projets, de manière à
mieux prendre en compte des valeurs
environnementales comme la faune et
son habitat, les habitats des poissons, les
sols, la végétation et la protection contre
l’érosion, ainsi que le patrimoine ancestral
(incluant la protection des sites archéolo-
giques et l’usage traditionnel de certains
lieux), la santé et d’autres valeurs d’ordre
social. Lorsque l’équipe de développe-
ment de projet estime le temps néces-
saire à l’obtention des permis et à la
construction, qu’elle élabore un modèle
de production moyenne à long terme
d’électricité, ou qu’elle établit un budget,
elle tient toujours compte des facteurs
environnementaux. Cela permet à
l’entreprise d’atteindre un juste équilibre
entre la fonctionnalité de l’ingénierie, les
rendements économiques, l’acceptabilité
sociale et les aspects environnementaux,
et ce, dès la conception d’un projet.
Les accomplissements d’Innergex dans le
domaine de l’environnement sont le fruit
du travail d’une équipe d’experts en
environnement dévoués comprenant des
biologistes, des ingénieurs en environne-
ment et des spécialistes de domaines clés
comme la reconstruction des habitats,
l’obtention de permis et le suivi environne-
mental. Des gens qui ont à cœur de bien
faire les choses. « Ces personnes choi-
sissent de travailler chez Innergex parce
qu’elles se préoccupent sincèrement de
l’environnement et qu’elles sont persua-
dées que les énergies renouvelables
constituent la meilleure voie pour notre
planète. Le respect de l’environnement
fait partie de ce que nous sommes et
nous avons la chance de pouvoir compter
sur une équipe compétente et dévouée,
qui permet à Innergex de respecter les
normes environnementales les plus
strictes, année après année », estime Matt
Kennedy, vice-président, Environnement
- région de l’Ouest. ●
REVUE ANNUELLE 2013 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
DÉVELOPPER DE FAÇON
DURABLE, C’EST D’ABORD
ASSUMER SES RESPONSABILITÉS
ENVIRONNEMENTALES
Canard arlequin au Projet
hydroélectrique Upper Lillooet,
en Colombie-Britannique.
Innergex contribue à
la réalisation d’études sur
l’emblématique grizzli de la
Colombie-Britannique
Les grizzlis ont la réputation d’être puissants et résistants,
mais en réalité, cette espèce a besoin de protection.
En septembre 2013, Innergex et son partenaire ont versé
300 000 $ au ministère des Forêts, des Terres et de l’Exploita-
tion des ressources naturelles de la Colombie-Britannique
pour lui permettre d’effectuer une étude de cinq ans sur les
populations de grizzlis du bassin versant de la rivière Upper
Lillooet, où l’entreprise est actuellement en train de construire
le Projet hydroélectrique Upper Lillooet. Afin de satisfaire aux
exigences du certificat d’évaluation environnementale de ce
projet, Innergex a conclu une entente de financement d’un
programme provincial qui a pour but de mettre en œuvre un
programme de dénombrement et de suivi des grizzlis et de
comprendre quelles seront les conséquences du développe-
ment sur la population locale de grizzlis. La contribution
d’Innergex permettra de poser des colliers et de suivre quatre
grizzlis femelles, ainsi que de recueillir des échantillons de
poils pour en prélever l’ADN.
L’engagement d’Innergex envers les grizzlis va bien au-delà
de cet apport financier. Pour assurer la protection de l’espèce,
il est essentiel de gérer les activités humaines de manière à
préserver le plus possible l’habitat du grizzli. Pendant la
construction du Projet hydroélectrique Upper Lillooet,
l’entreprise prévoit mettre en place d’importantes mesures
pour minimiser les impacts potentiels du chantier sur les
grizzlis et leur habitat, y compris sur le plan des sites
d’alimentation et des cours d’eau où fraient les saumons.
De plus, on prévoit mettre en place un plan d’interaction entre
les humains et la faune et un plan de gestion des conflits
entre les humains et les ours afin de maximiser la sécurité
des grizzlis - et des personnes - pendant la construction et
l’exploitation des centrales.
L’équipe environnementale travaille de concert avec l’entrepreneur
pour faire en sorte que le calendrier de construction tienne compte
des délais et des mesures d’atténuation associées aux diverses
composantes environnementales valorisées, comme la migration
des poissons et de la faune, ou encore le respect des saisons de
frai, de reproduction et de nidification, afin d’éviter de perturber
les espèces clés.
Le processus de délivrance de permis du Projet hydroélectrique
Upper Lillooet (qui comprend les centrales hydroélectriques au fil
de l’eau Upper Lillooet River, Boulder Creek et North Creek) a pris
quatre ans et a exigé près de 7 500 pages d’études indépendantes,
de consultations et de rapports, ainsi que des milliers d’heures
de travail sur le terrain.
Parfois, il est possible d’aller au-delà de ce qui est
prescrit par les règles environnementales. Le cas des
habitats compensatoires pour les poissons d’Innergex
en est un bon exemple : pour les six centrales de
Harrison Lake, en Colombie-Britannique, l’essentiel
de l’impact des projets sur les poissons et leur habitat
concernait la truite arc-en-ciel, une espèce commune.
Néanmoins, les deux habitats compensatoires pour les
poissons ont été conçus pour servir également pour la
fraie et l’alevinage du saumon, qui est considéré
comme une espèce de plus grande valeur. Aujourd’hui,
ces deux habitats sont activement utilisés non
seulement par la truite arc-en-ciel, mais aussi
par les saumons qui reviennent chaque année
y pondre leurs œufs.
31
INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. REVUE ANNUELLE 2013 Jean La Couture est président du conseil
d’administration d’Innergex énergie renouvelable inc.
DIVIDENDES ET
TAUX D’INTÉRÊT
Jean La Couture, président du conseil d’administration,
fait le point sur le versement des dividendes de la société
et son exposition à la hausse des taux d’intérêt.
Remplissage de la retenue
d'amont au site hydroélectrique
Northwest Stave River,
en Colombie-Britannique.
COMITÉS DU CONSEIL D’ADMINISTRATION
COMITÉ
D’AUDIT
Président
—
●
—
●
●
John A. Hanna
Lise Lachapelle
Jean La Couture
Richard Laflamme
Daniel L. Lafrance
William A. Lambert
COMITÉ DE
RÉGIE
D’ENTREPRISE
—
Présidente
●
●
—
●
COMITÉ DE
MISE EN
CANDIDATURE
COMITÉ DES
RESSOURCES
HUMAINES
●
●
Président
●
●
●
—
—
●
Président
●
—
32
REVUE ANNUELLE 2013 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
AUGMENTATION DU DIVIDENDE
D
ans la gouverne et la gestion de l’ambitieux
programme de développement de projets et
des nombreuses acquisitions d’Innergex,
le mot d’ordre au sein de l’équipe de direction et du conseil
d’administration a toujours été la prudence. Notre grande
priorité est toujours d’assurer la durabilité du dividende,
en veillant sur la capacité de la Société à dégager les
liquidités prévues du nombre toujours croissant de
ses sites en exploitation.
Remplissage de la retenue
d'amont au site hydroélectrique
Northwest Stave River,
en Colombie-Britannique.
En 2013, Innergex a poursuivi son impressionnante
croissance, avec l’achèvement de deux centrales
hydroélectriques (mises en service en date du 18 décembre
2013 et du 1er janvier 2014) et la mise en service d’un parc
éolien, le début des activités de construction de trois projets
hydroélectriques en développement, l’acquisition d’une
centrale hydroélectrique et la négociation d’un contrat
d’achat d’électricité pour un projet éolien d’envergure.
Ces réalisations ont procuré à l’équipe de direction et au
conseil d’administration le degré de confort nécessaire pour
accroître le dividende annuel sur les actions ordinaires
de la Société à 0,60 $ par action, soit une hausse de 3,4 %.
CONSEIL D’ADMINISTRATION 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
RICHARD LAFLAMME*
Occupation principale : Administrateur de sociétés
et de régimes de retraite
Administrateur d’Innergex depuis : 2003
DANIEL L. LAFRANCE*
Occupation principale : Administrateur de sociétés
Administrateur d’Innergex depuis : 2003
WILLIAM A. LAMBERT
Occupation principale : Administrateur de sociétés
Administrateur d’Innergex depuis : 2007
MICHEL LETELLIER
Occupation principale : Président et chef de la direction de la société
Administrateur d’Innergex depuis : 2002
Cette décision témoigne de notre confiance quant à la
capacité de la Société à dégager des liquidités stables qui
sont amplement suffisantes pour maintenir sa politique de
dividendes. Mais aussi, elle témoigne de notre confiance
quant aux perspectives d’avenir de la Société.
EXPOSITION LIMITÉE À LA HAUSSE
DES TAUX D’INTÉRÊT
Bien qu’elle puisse paraître préoccupante, la hausse des taux
d’intérêt a peu d’impact sur les activités de la Société, grâce
à son modèle d’affaires résistant.
• Environ 98 % des dettes de la Société comportent un taux
fixe ou sont protégés contre les fluctuations des taux
d'intérêt par l’utilisation d’instruments financiers dérivés.
• Le refinancement de certaines dettes liées aux sites en
exploitation venant à échéance au cours des prochaines
années est protégé contre les fluctuations des taux
d’intérêt grâce à des instruments financiers dérivés
mis en place au moment de l’emprunt initial.
• Les financements pour les projets que la Société
développe actuellement font l’objet d’un programme
de couverture afin de fixer le taux d'intérêt de base par
l’entremise d’instruments financiers jusqu'à la clôture des
financements de projet. Au moment où ces lignes sont
écrites, ce programme de couverture était complété, pour
l'essentiel, pour quatre des cinq projets en développement,
protégeant ainsi ces projets contre les fluctuations
du taux d’intérêt.
• Les futurs projets de la Société, qui n'ont pas encore
de contrat d'achat d'électricité, seront tarifés en fonction
des taux d’intérêt au moment de leur soumission dans
le cadre d’un appel d’offres ou de leur négociation.
Pour Innergex, la création de valeur pour les actionnaires
passe par la durabilité du dividende et son potentiel
d’augmentation au fur et à mesure du développement
ou de l’acquisition d’installations de production d’énergie
renouvelable d'une grande qualité, qui génèrent des flux
de trésorerie constants.
* 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 depuis 2003 d'Innergex
Énergie, Fiducie d'Exploitation, une filiale à part entière
d’Innergex énergie, Fonds de revenu.
33
INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. REVUE ANNUELLE 2013
FAITS SAILLANTS
FINANCIERS
ET OPÉRATIONNELS
SOMMAIRE FINANCIER
Pour les exercices terminés le 31 décembre
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire)
20131 20121 20112 20102 20093
Production d’électricité (MWh)
Produits
BAIIA ajusté4
Dividende déclaré - par action privilégiée de série A
Dividende déclaré - par action privilégiée de série C5
Dividende déclaré - par action ordinaire
2 381 820
198 259
148 916
1,25
1,57
0,58
2 104 945
176 655
133 792
1,25
-
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
1 Préparés conformément aux IFRS - excluent
les coentreprises.
2 Redressés conformément aux IFRS - incluent
les coentreprises.
3 Préparés conformément aux PCGR canadiens -
incluent les coentreprises.
4 Défini comme étant les produits moins les
charges opérationnelles, les frais généraux
et administratifs et les charges liées aux
projets potentiels.
5 Le versement de dividende initial était
plus élevé pour tenir compte des dividendes
accumulés depuis la date de clôture de
l'émission d'actions privilégiées de série C
du 11 décembre 2012. Le dividende annuel
régulier est de 1,4375 $.
PUISSANCE INSTALLÉE NETTE
Au 31 décembre
(MW)
DIVERSIFICATION
PAR SOURCE D’ÉNERGIE
Basé sur la production réelle consolidée
DIVERSIFICATION
GÉOGRAPHIQUE
Basé sur la production réelle consolidée
672
577
461
69,6 %
Hydro
44,8 %
Colombie-
Britannique
28,7 %
Éolien
1,7 %
Solaire
1,8 %
Idaho,
É.-U.
48,3 %
Québec
5,2 %
Ontario
STRUCTURE
DU CAPITAL
Au 31 décembre
38 %
Capitalisation
boursière
3 %
Participation
minoritaire
5 %
Actions privilégiées
ÉCHÉANCES DES CAÉ
Basé sur la moyenne à long terme de la production
annuelle consolidée des sites en exploitation
41 %
> 20 ans
7 %
Dette de
la société
3 %
Débentures
convertibles
44 %
Dette liée
aux projets
14 %
< 10 ans
45 %
10 ans - 20 ans
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
326
321
271
205
167
125
117
52
PRÉVISIBILITÉ DE LA PRODUCTION
(GWh)
95 %
97 %
101 %
97 %
101 %
103 %
95 %
105 %
101 %
103 %
102 %
Depuis 2003 : 99 %
Production réelle
Moyenne à long terme
de la production annuelle
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
34
TABLEAU DE BORD REVUE ANNUELLE 2013 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
PROJETS EN
DÉVELOPPEMENT
ÉOLIEN
HYDRO
PROJET
LIEU
PUISSANCE
INSTALLÉE
BRUTE (MW)
PARTICIPATION
D’INNERGEX
COÛTS DE
CONSTRUCTION
ESTIMÉS (M$)
DATE PRÉVUE
DE MISE
EN SERVICE
Mesgi'g Ugju's'n
QC
150,0
50,0 %
365,0 1
2016
Tretheway Creek
Boulder Creek
Upper Lillooet River
Big Silver Creek
C.-B.
C.-B.
C.-B.
C.-B.
23,2
25,3
81,4
40,6
100,0 %
66,7 %
66,7 %
100,0 %
111,5
119,2
315,0
216,0
2015
2015
2016
2016
1 Estimation préliminaire, sous réserve de modifications.
RÉPARTITION DES REVENUS PAR SITE
Basé sur les produits de 2013
LIQUIDITÉS ET COMPTES DE RÉSERVE
Au 31 décembre
(M$)
8,5 % Stardale
9,0 % Gros-Morne
2,7 % Montagne Sèche
5,9 % Carleton
4,7 % L’Anse-à-Valleau
5,1 % Baie-des-Sables
2,8 % Magpie
1,1 % Miller Creek
1,7 % Brown Lake
1,5 % Horseshoe Bend
5,8 % Upper Stave River
3,1 % Tipella Creek
FAITS SAILLANTS 2013
La production
d’électricité a
augmenté de
par rapport à l’an passé
13 %
Les produits ont
augmenté de 12 % à
198 M$
93 %
Ratio de distribution
Saint-Paulin 1,7 %
Montmagny 0,3 %
Portneuf (1-2-3) 6,4 %
Windsor 1 9 %
Batawa 1,3 %
Chaudière 6,1 %
Rutherford
Creek 4,6 %
Glen Miller 1,6 %
Ashlu Creek 8,3 %
Fitzsimmons 1,2 %
Douglas Creek 3,8 %
Fire Creek 3,8 %
Lamont Creek 4,2 %
3,1 %
Stokke Creek
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
2012
47,62
87,81
49,50
2013
47,56
49,75
34,27
Comptes de réserve
Liquidités et placements à court terme soumis à des restrictions
Trésorerie et équivalents de trésorerie
Trois
projets
complétés
Une
acquisition
complétée
La puissance installée nette
a augmenté de 16 % à
672 MW
32 Nombre d’installations
70 %
en exploitation
provenant de l’hydroélectricité
Proportion d’énergie
L’électricité que nous avons
produite peut alimenter
200 000
foyers canadiens
187 M$
levés en financement
de projets
35
INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. REVUE ANNUELLE 2013
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’affût des occasions de croissance.
PERFORMANCE
Électricité produite1
Produits1
BAIIA ajusté1
Nombre d’installations en exploitation en fin d’année2
Puissance installée nette en fin d’année2
Production moyenne à long terme consolidée, annualisée1,2
2012
2 105 GWh +13 %
176,7 M$ +22 %
133,8 M$ +24 %
28
577 MW
2 407 GWh
2013
2 382 GWh +13 %
198,3 M$ +12 %
148,9 M$ +11 %
32
672 MW
2 883 GWh
2014
Approx. +20 %
Approx. +20 %
Approx. +20 %
32
672 MW
2 883 GWh
1 Ces données excluent Umbata Falls et Viger-Denonville qui sont traitées comme des coentreprises et sont comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence.
2 Les données pour 2013 incluent les centrales hydroélectriques Northwest Stave River et Kwoiek Creek qui ont été achevées dans les délais et selon leur budget en décembre 2013
et dont la mise en service est entrée en vigueur le 18 décembre 2013 et le 1er janvier 2014, respectivement.
NOUS AVONS FAIT
NOUS FERONS
L’électricité produite a augmenté de 13 %, tandis que les produits
ont augmenté de 12 % et le BAIIA ajusté a augmenté de 11 % grâce
à l'apport sur un exercice complet du parc solaire Stardale mis en
service en mai 2012 et des centrales Brown Lake et Miller Creek
acquises en octobre 2012, à l’accroissement de la capacité au parc
éolien Gros-Morne en novembre 2012, et à l'acquisition de la centrale
hydroélectrique Magpie en juillet 2013, qui a occasionné une croissance
d’environ 5 % de la production d’électricité et de 3 % des produits.
Innergex prévoit une augmentation d’environ 20 % de l’électricité
produite, des produits et du BAIIA ajusté en raison de l'apport sur
un exercice complet de la centrale hydroélectrique Magpie acquise en
juillet 2013 et des centrales hydroélectriques Northwest Stave River
et Kwoiek Creek mises en service à la fin de 2013. Le parc éolien
Viger-Denonville est une coentreprise comptabilisée selon la
méthode de la mise en équivalence ; par conséquent, il est exclu
de ces données.
La Société compte 32 installations en exploitation à la suite
de la mise en service de Viger-Denonville, Kwoiek Creek
et Northwest Stave River et de l’ajout de la centrale
hydroélectrique Magpie acquise en juillet 2013.
Le nombre d’installations en exploitation devrait demeurer
inchangé, car l’achèvement des projets en développement
actuellement est prévu entre 2015 et 2016. Cela ne tient
pas compte d’acquisitions éventuelles.
La puissance installée nette s'élève à 672 MW en raison des
facteurs précités.
La production moyenne à long terme consolidée annualisée a augmenté
de 20 % à 2 883 GWh en raison des facteurs précités et des ajustements
à la PMLT d'installations récemment mises en service, et excluant la
centrale Umbata Falls.
La puissance installée nette devrait demeurer inchangée
en raison des facteurs précités. Cela ne tient pas compte
d’acquisitions éventuelles.
La production moyenne à long terme consolidée annualisée devrait
demeurer inchangée en raison des facteurs précités. Cela ne tient
pas compte d’acquisitions éventuelles.
Le 23 mai, Innergex a conclu un financement de 72 M$ comportant
un taux d’intérêt de 5,3 % et une échéance de 40 ans pour le projet
hydroélectrique Northwest Stave River.
Le 26 juin, Innergex a conclu un financement de 52,8 M$ comportant
un taux d’intérêt de 5,6 % et amorti sur une durée d’environ 14 ans
pour le parc éolien Carleton.
Le 7 août, la Société et son partenaire ont conclu un financement
de 61,7 M$ comportant un taux d’intérêt de 6,0 % et une échéance
de 18 ans pour le projet éolien Viger-Denonville.
Innergex n’a pas conclu de financement pour ces projets, en raison
principalement des activités de construction qui ont débuté seulement
dans la deuxième moitié de l’année. Cependant, au troisième trimestre,
elle a entamé un programme de couverture afin de fixer le taux d’intérêt
sur la dette future liée aux projets. Ce programme de couverture a été
complété, pour l'essentiel, en janvier 2014.
---
---
---
La Société prévoit conclure le financement des projets
hydroélectriques Upper Lillooet River et Boulder Creek à hauteur
d’environ 370 M$ en 2014.
NOUS AVONS DIT QUE NOUS FERIONS
PERFORMANCE
Augmenter l’électricité produite, les produits
et le BAIIA ajusté d’environ 10 % en raison des
apports du parc solaire Stardale mis en service en
mai 2012 et des centrales Brown Lake et Miller
Creek acquises en octobre 2012, et de l’accroisse-
ment de la capacité au parc éolien Gros-Morne en
novembre 2012. Ces cibles de croissance ont été
révisées à environ 15 % à la suite de la clôture de
l’acquisition de Mapgie en juillet 2013.
Augmenter le nombre d’installations en
exploitation en fin d’année de 28 à 31 en raison de
la mise en service des centrales hydroélectriques
Kwoiek Creek et Northwest Stave River et du parc
éolien Viger-Denonville.
Augmenter la puissance installée nette
en fin d’année de 577 MW à 631 MW
en raison des facteurs précités.
Augmenter la production moyenne à long terme
consolidée annualisée de 9 %
à 2 684 GWh en raison des facteurs précités.
FINANCEMENT
Financer le projet hydroélectrique Northwest
Stave River à hauteur d’environ 75 M$
Refinancer le parc éolien Carleton à hauteur
d’environ 42 M$
Financer le projet éolien Viger-Denonville
à hauteur d’environ 55 M$
Financer les projets hydroélectriques
Upper Lillooet River et Boulder Creek à hauteur
d’environ 370 M$
36
TABLEAU DE BORDREVUE ANNUELLE 2013 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
NOUS AVONS DIT QUE NOUS FERIONS
Financer les projets hydroélectriques
Tretheway Creek et Big Silver Creek à hauteur
d’environ 220 M$
NOUS AVONS FAIT
Innergex n’a pas conclu de financement pour ces projets, en raison
principalement des activités de construction qui ont débuté seulement
dans la deuxième moitié de l’année pour Tretheway Creek et qui ont été
reportées au printemps 2014 pour Big Silver Creek. Cependant, au
troisième trimestre, elle a entamé un programme de couverture afin de
fixer le taux d’intérêt sur la dette future liée aux projets. Ce programme
de couverture a été complété, pour l'essentiel, en janvier 2014.
NOUS FERONS
La Société prévoit conclure le financement du projet
hydroélectrique Tretheway Creek à hauteur d’environ 70 M$
en 2014 et du projet hydroélectrique Big Silver Creek à hauteur
d’environ 150 M$ fin 2014 ou début 2015.
Prolonger la facilité à terme de crédit rotatif
Aucune projection fournie en début d’année.
La Société a prolongé sa facilité à terme de crédit rotatif de 425 M$ à
2018, permettant une flexibilité d’utilisation accrue avec les mêmes
modalités qu’auparavant.
---
---
DÉVELOPPEMENT – CROISSANCE INTERNE
Mettre en service la centrale hydroélectrique
Kwoiek Creek au quatrième trimestre
Mettre en service la centrale hydroélectrique
Northwest Stave River au quatrième trimestre
Commencer la construction au printemps
et mettre en service le parc éolien
Viger-Denonville au quatrième trimestre
Compléter le programme d’amélioration des
immobilisations à la centrale hydroélectrique
Miller Creek à l’automne
Commencer la construction des projets
hydroélectriques Tretheway Creek et
Big Silver Creek
Commencer la construction des projets
hydroélectriques Upper Lillooet River et
Boulder Creek
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Innergex prévoit entamer un programme de couverture afin
de fixer le taux d’intérêt sur la dette future liée au projet éolien
Mesgi'g Ugju's'n.
La Société et son partenaire ont l'intention de refinancer la centrale
hydroélectrique Umbata Falls à hauteur d'environ 47 M$, compte
tenu de l'échéance prochaine du financement de projet initial.
La centrale hydroélectrique Kwoiek Creek a été achevée dans les délais
et selon le budget en décembre 2013 et sa mise en service est entrée
en vigueur le 1er janvier 2014.
La centrale hydroélectrique Northwest Stave River a été achevée dans
les délais et selon le budget en décembre 2013 et sa mise en service
est entrée en vigueur le 18 décembre.
La construction du parc éolien Viger-Denonville a commencé au
printemps ; le projet a été achevé dans les délais et en deçà du budget,
et le parc a été mis en service le 19 novembre.
Un programme d’amélioration des immobilisations de 7 M$ prévu
antérieurement pour le revêtement de la conduite forcée, le remodelage
de la prise d’eau et le remplacement de composantes de turbines a été
achevé dans les délais et selon le budget au début de novembre 2013.
Par conséquent, la production moyenne à long terme de Miller Creek a
augmenté de 5 %.
Innergex a commencé la construction de la centrale hydroélectrique
Tretheway Creek au cours du quatrième trimestre. Elle a reporté la
construction de la centrale Big Silver Creek au printemps 2014 sans
incidence sur la date de mise en service prévue, étant donné que
l’entrepreneur en ingénierie, approvisionnement et construction
et le fournisseur de turbines n’avaient pas été retenus avant l’hiver.
Innergex a commencé la construction des centrales hydroélectriques
Upper Lillooet River et Boulder Creek au cours du quatrième trimestre.
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La Société prévoit faire progresser la construction de la
centrale hydroélectrique Tretheway Creek durant l’année
et commencer la construction de la centrale hydroélectrique
Big Silver Creek au printemps.
La Société prévoit faire progresser la construction des centrales
hydroélectriques Upper Lillooet River et Boulder Creek
durant l’année.
La Société et son partenaire autochtone prévoient signer un contrat
d’achat d’électricité et faire progresser le développement
et obtenir les permis du projet éolien Mesgi'g Ugju's'n, avec
l’intention d’en commencer la construction en 2015.
Innergex prévoit soumettre plusieurs projets éoliens potentiels
dans le cadre de l’appel d’offres d’Hydro-Québec de 450 MW
d’ici l’échéance de septembre 2014.
Innergex prévoit renouveler le contrat d’achat d’électricité pour
la centrale hydroélectrique Saint-Paulin pour un deuxième terme
de 20 ans.
CROISSANCE EXTERNE
Compléter l’acquisition de la centrale
hydroélectrique Magpie au Groupe de
sociétés Hydroméga
Compléter l’acquisition d’autres actifs
d’Hydroméga faisant l’objet d’une lettre
d’intention
Étudier des occasions de fusions-acquisitions
qui contribuent immédiatement aux flux
de trésorerie
L’acquisition de la centrale hydroélectrique Magpie a été complétée
le 25 juillet.
---
La Société continue de faire progresser les négociations avec Hydroméga
en vue d’acquérir d’autres actifs faisant l’objet d’une lettre d’intention.
Innergex prévoit compléter l’acquisition d’autres actifs
d’Hydroméga à des conditions qui permettront d’assurer
qu’elles seront rentables.
Innergex est demeurée active et disciplinée dans l’étude de plusieurs
dossiers d’acquisition tout au long de l’année. Elle n’a pas réussi
à trouver une acquisition à des conditions satisfaisant à ses exigences
de rendement et à son profil de risque.
La Société prévoit continuer à étudier des occasions de fusions-
acquisitions qui correspondent à sa mission et contribuent
aux flux de trésorerie, tout en satisfaisant à ses exigences
de rendement et à son profil de risque.
37
INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. REVUE ANNUELLE 2013
INFORMATION
PROSPECTIVE DANS
LE PRÉSENT DOCUMENT
Le tableau ci-dessous présente certaines
informations prospectives, décrites
en deuxième page de couverture et
contenues dans ce document, que la
Société juge importantes pour mieux
renseigner les lecteurs au sujet de ses
résultats financiers potentiels. Il présente
également les principales hypothèses
dont découlent ces informations
et les principaux risques et les principales
incertitudes qui pourraient faire en
sorte que les résultats réels diffèrent
considérablement de ces informations.
PRINCIPAUX RISQUES ET PRINCIPALES INCERTITUDES
Évaluation inadéquate des ressources hydrauliques, éoliennes
et solaires et de la production d’énergie connexe
Variations des régimes hydrologiques, éoliens et solaires
Défaillance du matériel ou activités d’exploitation et
d’entretien imprévues
Niveaux de production inférieurs à la PMLT en raison principalement
des risques et incertitudes précités
Variations saisonnières imprévues de la production
et des livraisons d’électricité
Taux d'inflation moins élevé que prévu
PRINCIPALES HYPOTHÈSES
PRODUCTION PRÉVUE
Pour chaque installation, la Société détermine une production moyenne à long terme
(PMLT) d’électricité, sur une base annuelle, pendant la durée de vie prévue de l’installation.
Elle se fonde sur des études d’ingénieurs qui prennent en considération plusieurs facteurs
importants : dans le secteur de l’hydroélectricité, les débits observés historiquement sur le
cours d’eau, la hauteur de chute, la technologie employée et les débits réservés esthétiques
et écologiques ; dans le secteur de l’énergie éolienne, les régimes de vent et les conditions
météorologiques passés et la technologie des turbines, et pour l’énergie solaire, l’ensoleille-
ment historique, la technologie des panneaux et la dégradation prévue des panneaux solaires.
D’autres facteurs qui sont pris en compte comprennent, sans s’y limiter, la topographie des
sites, la puissance installée, les pertes d’énergie, les caractéristiques opérationnelles et
l’entretien. Bien que la production fluctue d’une année à l’autre, elle devrait être proche de la
PMLT estimée sur une période prolongée. Sur une base consolidée, la Société estime la PMLT
en additionnant la PMLT prévue de toutes les installations en exploitation dont elle consolide
les résultats (exclut Umbata Falls et Viger-Denonville comptabilisées selon la méthode
de la mise en équivalence).
PRODUITS PRÉVUS
Pour chaque installation, les produits annuels prévus sont calculés en multipliant la PMLT par
un prix de l’électricité stipulé dans le contrat d’achat d’électricité conclu avec une société de
services publics ou une autre contrepartie solvable. Ces contrats définissent un prix de base et,
dans certains cas, un ajustement du prix qui dépend du mois, du jour et de l’heure de livraison,
sauf dans le cas de la centrale hydroélectrique Miller Creek, qui reçoit un prix établi à partir
d’une formule basée sur les indices de prix Platts Mid-C, et de la centrale hydroélectrique
Horseshoe Bend, pour laquelle 85 % du prix est fixe et 15 % est ajusté annuellement en
fonction des tarifs déterminés par l’Idaho Public Utility Commission. Dans la plupart des cas,
les contrats d’achat d’électricité prévoient également un rajustement annuel en fonction de
l’inflation fondé sur une partie de l’Indice des prix à la consommation. Sur une base consolidée,
la Société estime les produits annuels en additionnant les produits prévus de toutes les
installations en exploitation dont elle consolide les résultats (exclut Umbata Falls et
Viger-Denonville comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence).
38
TABLEAU DE BORDREVUE ANNUELLE 2013 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. PRINCIPALES HYPOTHÈSES
BAIIA AJUSTÉ PRÉVU
Pour chaque installation, la Société estime le résultat opérationnel annuel en soustrayant
des produits estimés les charges opérationnelles annuelles prévues, qui sont constituées
principalement des salaires des opérateurs, des primes d’assurance, des charges liées à
l’exploitation et à l’entretien, des impôts fonciers et des redevances ; à l’exception des charges
d’entretien, ces charges sont prévisibles et relativement fixes et varient essentiellement en
fonction de l’inflation. Sur une base consolidée, la Société estime le BAIIA ajusté annuel
en additionnant les résultats opérationnels prévus de toutes les installations en exploitation
dont elle consolide les résultats*. Elle soustrait de ces résultats les frais généraux et
d’administration prévus qui sont constitués principalement de salaires et de frais de bureau
et de charges liées aux projets potentiels prévues, lesquelles sont établies à partir du nombre
de projets potentiels que la Société décide de développer et des ressources dont elle a besoin
à cette fin.
* Exclut Umbata Falls et Viger-Denonville comptabilisées selon la méthode de la mise en
équivalence.
COÛTS DE PROJETS ESTIMÉS, OBTENTION DES PERMIS, DÉBUT DES TRAVAUX DE
CONSTRUCTION, TRAVAUX À RÉALISER ET MISE EN SERVICE DES PROJETS EN
DÉVELOPPEMENT OU DES PROJETS POTENTIELS
La Société fait une estimation des coûts pour chaque projet en développement, fondée sur sa
grande expérience en tant que promoteur, sur les coûts internes incrémentiels ayant un lien
direct avec le projet, les coûts d'acquisition de sites et les coûts de financement, lesquels sont
éventuellement ajustés en fonction des prévisions de coûts fournies par l'entrepreneur en
ingénierie, approvisionnement et construction (IAC) retenu pour le projet.
La Société fournit des indications sur les calendriers de réalisation et les progrès de
la construction de ses projets en développement et des indications à propos de ses projets
potentiels, compte tenu de sa grande expérience en tant que promoteur.
PRINCIPAUX RISQUES ET PRINCIPALES INCERTITUDES
Variabilité de la performance des installations et pénalités
qui s’y rattachent
Variations des frais liés aux permis d'utilisation de l'eau et aux
droits de propriété foncière
Nombre de projets potentiels en cours
Charges d’entretien imprévues
Exécution par les contreparties, par exemple les entrepreneurs IAC
Retards et dépassements de coûts dans la conception
et la construction des projets
Obtention des permis
Approvisionnement en matériel
Disponibilité du financement et fluctuations des taux d’intérêt
Relations avec les parties prenantes
Risques réglementaires et politiques
DETTES LIÉES AUX PROJETS ET REFINANCEMENTS LIÉS AUX INSTALLATIONS EN EXPLOITATION PRÉVUS
La Société fournit des indications au sujet de son intention d’obtenir du financement de projet
sans recours pour ses projets en développement et de refinancer des installations en
exploitation à l’échéance des dettes actuelles, fondées sur la PMLT prévue et les coûts estimés
pour chaque projet, la durée restante du contrat d'achat d'électricité, un ratio de levier
financier d'environ 75 %-85 %, et compte tenu de sa grande expérience du financement de
projets et de sa connaissance du marché des capitaux.
INTENTION DE SOUMETTRE DES PROJETS AUX TERMES D’APPELS D’OFFRES
Disponibilité du financement et fluctuations des taux d’intérêt
Effet de levier financier et clauses restrictives afférentes aux dettes
actuelles et futures
La Société fournit des indications au sujet de son intention de soumettre des projets aux
termes d’appels d’offres, compte tenu de l’état de préparation de certains de ses projets
potentiels et de leur compatibilité avec les modalités de ces appels d’offres.
Risques réglementaires et politiques
Capacité de la Société de mettre en œuvre sa stratégie
Capacité de conclure de nouveaux contrats d’achat d’électricité
39
INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. REVUE ANNUELLE 2013 RENSEIGNEMENTS
POUR LES
INVESTISSEURS
RÉGIME DE RÉINVESTISSEMENT
DE DIVIDENDES (RRD)
Innergex énergie renouvelable inc. offre un régime
de réinvestissement de dividendes (RRD) à l’intention
de ses actionnaires ordinaires. Ce régime 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 RRD 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 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
95 654 911 actions ordinaires émises et en
circulation, dont le prix de clôture était de
10,60 $ l’action, au 31 décembre 2013.
Les actions de la société se négocient à la
Bourse de Toronto.
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.
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.
NOTES DE CRÉDIT
DÉBENTURES CONVERTIBLES (TSX : INE.DB)
Innergex énergie renouvelable inc. 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. 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 renseignements 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
STANDARD & POOR’S
Innergex énergie renouvelable inc.
Actions privilégiées de série A
Actions privilégiées de série C
Débentures convertibles
BBB-
P-3
P-3
--
DBRS1
BB (élevé)
Pfd-4 (élevé)
Pfd-4 (élevé)
--
1 Notation non sollicitée
40
TABLEAU DE BORDREVUE ANNUELLE 2013 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
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.
S&P/TSX
La société fait partie des indices
boursiers suivants :
• l’indice composé S&P/TSX
• l’indice de dividendes composé S&P/TSX
• l’indice de revenus sur les actions S&P/TSX
• l’indice composé à faible volatilité S&P/TSX
• l’indice des titres à petite capitalisation
S&P/TSX
et
• l’indice des énergies renouvelables et des
technologies propres S&P/TSX
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
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For an electronic version, please visit our Website at www.innergex.com.
For hard copies, please contact info@innergex.com.
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
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info@innergex.com
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
INTRODUCTION
Le présent rapport de gestion porte sur les résultats opérationnels, les flux de trésorerie et la situation financière d'Innergex
énergie renouvelable inc. (« Innergex » ou la « Société ») pour l'exercice clos le 31 décembre 2013. Il tient compte de tous les
événements importants jusqu'au 25 février 2014, 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 2013. 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 consolidés audités joints au présent rapport de gestion et les notes annexes pour l'exercice clos le
31 décembre 2013, ainsi que les données comparables de 2012, 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.
TABLE DES MATIÈRES
Établissement et maintien des CPCI et des CIIF ...........
Information prospective .................................................
Vue d'ensemble .............................................................
Stratégie de la Société ...................................................
Tendances du marché ...................................................
Information annuelle choisie ..........................................
Activités en 2013 ...........................................................
Activités de mise en service ...........................................
Projets en développement .............................................
Projets potentiels ...........................................................
Résultats opérationnels .................................................
Liquidités et ressources en capital .................................
Dividendes .....................................................................
2
3
5
6
9
11
12
15
16
17
18
24
25
Situation financière ........................................................
Flux de trésorerie disponibles et Ratio de distribution ....
Performance financière prévue ......................................
Information sectorielle ....................................................
Renseignements financiers trimestriels ..........................
Résultats du quatrième trimestre ...................................
Participations dans des coentreprises ............................
Filiales non entièrement détenues .................................
Risques et incertitudes ..................................................
Principales conventions comptables ..............................
Modifications de méthodes comptables .........................
Événements postérieurs à la date de clôture .................
Renseignements supplémentaires et mises à jour .........
26
35
36
38
41
42
44
46
49
52
52
54
54
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 2013 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 2013. Il n’y a eu aucune
modification apportée aux CIIF pendant l'exercice clos le 31 décembre 2013 qui a eu, ou est raisonnablement susceptible
d’avoir, une incidence importante sur les CIIF de la Société.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 2
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
INFORMATION PROSPECTIVE
En vue d'informer les lecteurs sur les perspectives d'avenir de la Société, le présent rapport de gestion contient de l'information
prospective au sens des lois sur les valeurs mobilières (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 », « potentiel », « projeter », « anticipe », « estime », « prévisions » ou d'autres termes
semblables indiquant que certains événements pourraient se produire ou pas. Cette information prospective exprime les
prévisions et attentes de la Société à l'égard d'événements ou de résultats futurs, en date du présent rapport de gestion.
Information financière future : L’information prospective comprend l’information prospective financière ou les perspectives
financières, au sens des lois sur les valeurs mobilières, telles que la production, les produits et le BAIIA ajusté prévus ou les
coûts de projet estimés, afin d’informer les lecteurs de l’impact financier potentiel des résultats escomptés, de l'éventuelle mise
en service des Projets en développement, d'acquisitions récemment annoncées, de la capacité de la Société à maintenir les
dividendes actuels et à les augmenter et de sa capacité à financer sa croissance. Cette information peut ne pas être appropriée
à d’autres fins.
Hypothèses : L'information prospective est fondée sur certaines principales hypothèses formulées par la Société, à propos
notamment des régimes hydrologiques, éoliens et solaires, de la performance de ses installations en exploitation, des conditions
du marché des capitaux et de la réussite de la Société à développer de nouvelles installations.
Risques et incertitudes : L'information prospective comporte des risques et incertitudes 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. Ces risques et incertitudes sont expliqués dans la Notice annuelle de la Société sous
la rubrique « Facteurs de risque » et comprennent, sans s'y limiter : la capacité de la Société à mettre en oeuvre sa stratégie;
sa capacité à accéder à des ressources en capital suffisantes; le risque de liquidité associé aux instruments financiers dérivés;
les fluctuations des régimes hydrologiques, éoliens et solaires; les délais et dépassements de coûts dans la conception et la
construction de projets; les risques liés à la santé, à la sécurité et à l’environnement; la capacité de développer de nouvelles
installations; l’obtention de permis; la variabilité du rendement des installations et les pénalités afférentes; 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 afférentes aux dettes actuelles et futures; la déclaration de dividendes à la discrétion du conseil d’administration;
la capacité d’obtenir de nouveaux contrats d’achat d’électricité; la capacité de retenir les membres de la haute direction et les
employés clés; les litiges; le défaut d’exécution des principales contreparties; les relations avec les parties prenantes;
l’approvisionnement en matériaux; les changements règlementaires et politiques; la capacité à obtenir les terrains appropriés;
la dépendance envers les contrats d’achat d’électricité; la dépendance envers des infrastructures de transport et
d’interconnexion partagées; les frais liés aux droits de propriété foncière et aux permis d’utilisation de l’eau; l’évaluation des
ressources hydroélectriques, éoliennes et solaires et de la production d’énergie connexe; la sécurité des barrages; les
catastrophes naturelles et cas de force majeure; les fluctuations du taux de change; les limites de l’assurance; une notation
de crédit qui peut ne pas refléter la performance réelle de la Société; la possibilité de responsabilité non divulguée liée aux
acquisitions; l’intégration des centrales et des projets acquis; le défaut d’obtenir les avantages des acquisitions; le défaut de
conclure l’acquisition des centrales hydroélectriques et du projet en développement d’Hydroméga; l’introduction à l’exploitation
d’un parc solaire photovoltaïque; et la fluctuation des produits provenant de la centrale Miller Creek en raison du prix au
comptant Mid-C de l’électricité.
Bien que la Société soit d'avis que les attentes exprimées dans l'information prospective soient fondées sur des hypothèses
raisonnables dans les circonstances, les lecteurs sont mis en garde de ne pas se fier indûment à cette information prospective,
car il n'existe aucune garantie qu'elle s'avère correcte. L'information prospective est présentée à la date du présent rapport de
gestion 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 rapport de gestion ou par suite d'événements imprévus, à moins que la
Loi ne l'exige.
Information prospective dans le présent rapport de gestion
Le tableau ci-dessous présente certaines informations prospectives contenues dans le présent rapport de gestion que la Société
juge importantes pour mieux renseigner les lecteurs au sujet de ses résultats financiers potentiels, ainsi que les principales
hypothèses dont découlent ces informations et les principaux risques et les principales incertitudes qui pourraient faire en sorte
que les résultats réels diffèrent considérablement de ces informations.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 3
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Principales hypothèses
Production prévue
Pour chaque installation, la Société détermine une production moyenne à long terme (PMLT)
d’électricité, sur une base annuelle, pendant la durée de vie prévue de l’installation. Elle se
fonde sur des études d’ingénieurs qui prennent en considération plusieurs facteurs
importants : dans le secteur de l’hydroélectricité, les débits observés historiquement sur le
cours d’eau, la hauteur de chute d’actionnement, la technologie employée et les débits
réservés esthétiques et écologiques; dans le secteur de l’énergie éolienne, les régimes de
vent et les conditions météorologiques passées et la technologie des turbines, et pour
l’énergie solaire, l’ensoleillement historique, la technologie des panneaux et la dégradation
prévue des panneaux solaires. D’autres facteurs sont pris en compte, notamment la
topographie des sites, la puissance installée, les pertes d’énergie, les caractéristiques
opérationnelles et l’entretien. Bien que la production fluctue d’une année à l’autre, elle devrait
être proche de la PMLT estimée sur une période prolongée. La Société estime la PMLT
consolidée en additionnant la PMLT prévue de toutes les installations en exploitation dont
elle consolide les résultats (exclut Umbata Falls et Viger-Denonville comptabilisées selon la
méthode de la mise en équivalence).
Produits prévus
Pour chaque installation, les produits annuels prévus sont calculés en multipliant la PMLT
par un prix de l’électricité stipulé dans le contrat d’achat d’électricité conclu avec une société
de services publics ou une autre contrepartie solvable. Ces contrats définissent un prix de
base et, dans certains cas, un ajustement du prix qui dépend du mois, du jour et de l’heure
de livraison, sauf dans le cas de la centrale hydroélectrique Miller Creek, qui reçoit un prix
établi à partir d’une formule basée sur les indices de prix Platts Mid-C, et de la centrale
hydroélectrique Horseshoe Bend, pour laquelle 85 % du prix est fixe et 15 % est ajusté
annuellement en fonction des tarifs déterminés par l’Idaho Public Utility Commission. Dans
la plupart des cas, les contrats d’achat d’électricité prévoient également un rajustement
annuel en fonction de l’inflation fondé sur une partie de l’Indice des prix à la consommation.
Sur une base consolidée, la Société estime les produits annuels en additionnant les produits
prévus de toutes les installations en exploitation dont elle consolide les résultats (exclut
Umbata Falls et Viger-Denonville comptabilisées selon la méthode de la mise en
équivalence).
BAIIA ajusté prévu
Pour chaque installation, la Société estime le résultat opérationnel annuel en soustrayant
des produits estimés les charges opérationnelles annuelles prévues, qui sont constituées
principalement des salaires des opérateurs, des primes d’assurance, des charges liées à
l’exploitation et à l’entretien, des impôts fonciers et des redevances; à l’exception des charges
d’entretien, ces charges sont prévisibles et relativement fixes et varient essentiellement en
fonction de l’inflation. Sur une base consolidée, la Société estime le BAIIA ajusté annuel en
additionnant le résultat opérationnel prévu de toutes les installations en exploitation dont elle
consolide les résultats*. Elle soustrait de ces résultats les frais généraux et d’administration
prévus qui sont constitués principalement de salaires et de frais de bureau et de charges
liées aux Projets potentiels prévues, lesquelles sont établies à partir du nombre de projets
potentiels que la Société décide de développer et des ressources dont elle a besoin à cette
fin.
* Exclut Umbata Falls et Viger-Denonville comptabilisées selon la méthode de la mise en
équivalence.
Coûts de projets estimés, obtention des permis prévue, début des travaux de
construction, travaux réalisés et début de la mise en service des Projets en
développement ou des Projets potentiels
La Société fait une estimation des coûts pour chaque projet en développement fondée sur
sa grande expérience en tant que promoteur, les coûts internes différentiels ayant un lien
direct avec le projet, les coûts d’acquisition de sites et les coûts de financement, lesquels
sont éventuellement ajustés pour tenir compte des prévisions de coûts fournies par
l’entrepreneur en ingénierie, approvisionnement et construction (IAC) dont les services ont
été retenus pour le projet.
La Société fournit des indications sur les calendriers de réalisation et les progrès de la
construction de ses projets en développement et des indications à propos de ses Projets
potentiels, compte tenu de sa grande expérience en tant que promoteur.
Dettes liées aux projets et refinancement liés aux Installations en exploitation prévus
La Société fournit des indications au sujet de son intention d'obtenir du financement de projet
sans recours pour ses Projets en développement et de refinancer des Installations en
exploitation à l'échéance des dettes actuelles fondées sur la PMLT prévue et les coûts estimés
de chaque projet, la durée restante du contrat d'achat d'électricité, un ratio de levier financier
d'environ 75 %-85 %, et compte tenu de sa grande expérience du financement de projets et
de sa connaissance du marché des capitaux.
Intention de soumettre des projets aux termes d'appels d'offres
La Société fournit des indications au sujet de son intention de soumettre des projets aux
termes d'appels d'offres, compte tenu de l’état de préparation de certains de ses Projets
potentiels et de leur compatibilité avec les modalités de ces appels d'offres.
Principaux risques et
principales incertitudes
Évaluation inadéquate des ressources
hydrauliques, éoliennes et solaires et de la
production d’énergie connexe
Variations des régimes hydrologiques,
éoliens et solaires
Défaillance du matériel ou activités
d’exploitation et d’entretien imprévues
Niveaux de production inférieurs à la PMLT en
raison des risques et incertitudes mentionnés ci-
dessus
Variations saisonnières imprévues de la
production et des livraisons d’électricité
Taux d'inflation moins élevé que prévu
Variabilité de la performance des installations et
pénalités qui s’y rattachent
Variations des frais liés aux permis d'utilisation
de l'eau et aux droits de propriété foncière
Nombre de Projets potentiels en cours
Charges d’entretien imprévues
Exécution par les contreparties, par exemple les
entrepreneurs IAC
Retards et dépassements de coûts dans la
conception et la construction des projets
Obtention des permis
Approvisionnement en matériel
Disponibilité du financement et fluctuations des
taux d’intérêt
Relations avec les parties prenantes
Risques réglementaires et politiques
Disponibilité du financement et fluctuations des
taux d’intérêt
Effet de levier financier et clauses restrictives
afférentes aux dettes actuelles et futures
Risques réglementaires et politiques
Capacité de la Société de mettre en oeuvre sa
stratégie
Capacité de conclure de nouveaux contrats
d'achat d'électricité
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 4
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
VUE D'ENSEMBLE
La Société est un promoteur, propriétaire et exploitant d’installations de production d’énergie renouvelable qui
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.
Portefeuille d'actifs
En date du présent rapport de gestion, la Société détient des participations dans trois groupes de projets de production
d'électricité :
•
•
•
32 installations qui ont été mises en service commercial (les « Installations en exploitation »). Mises en service entre
novembre 1994 et janvier 2014, ces installations ont un âge moyen pondéré d'environ 5,9 années. Elles vendent
l'électricité produite en vertu de Contrats d'achat d'électricité (« CAÉ ») à long terme dont la durée moyenne pondérée
restante est de 20,2 années (compte tenu de la production moyenne à long terme brute);
cinq projets qui ont des dates prévues de mise en service en 2015 et 2016 (les « Projets en développement »). Les
travaux de construction sont en cours pour trois des projets; et
plusieurs projets pour lesquels certains droits de propriété foncière ont été obtenus, pour lesquels une demande
d’obtention de permis d’investigation a été présentée ou pour lesquels une proposition a été soumise ou pourrait être
soumise aux termes d’un appel d’offres (« AO ») ou dans le cadre d’un programme d’offre standard (« POS »)
(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.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 5
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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 investi élevé, et de distribuer un dividende stable.
Politique de dividende annuel
La Société compte verser un dividende annuel de 0,60 $ par action ordinaire, payable trimestriellement.
La politique de dividende de la Société est déterminée par le Conseil d'administration et se fonde sur les résultats opérationnels,
les flux de trésorerie et le bilan financier de la Société, les clauses restrictives de ses dettes, ses perspectives de croissance
à long terme, les critères de solvabilité imposés par les lois sur les sociétés aux fins de la déclaration de dividendes, et autres
critères importants.
Indicateurs de rendement clés
La Société évalue son rendement à l’aide d’indicateurs clés qui incluent ou pourraient inclure l'électricité générée en
mégawattheures (« MWh ») et en gigawattheures (« GWh »), les produits moins les charges opérationnelles, les frais généraux
et administratifs et les charges liées aux Projets potentiels (« BAIIA ajusté ») et le BAIIA ajusté divisé par les produits (« marge
du BAIIA ajusté »), ainsi que les dividendes déclarés sur actions ordinaires divisés par les Flux de trésorerie disponibles (« Ratio
de distribution »), les Flux de trésorerie disponibles étant définis comme les flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles
avant les variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement, moins les dépenses en immobilisations liées à
l'entretien nettes des produits de cession, les remboursements prévus du capital sur la dette, les dividendes déclarés sur
actions privilégiées et la portion des Flux de trésorerie disponibles attribuée aux participations ne donnant pas le contrôle, ainsi
que les ajustements correspondant aux entrées ou aux sorties de trésorerie qui ne sont pas représentatives de la capacité de
génération de trésorerie à long terme de la Société et qui comprennent les coûts de transaction liés aux acquisitions réalisées
(qui sont financés au moment de l'acquisition) et les pertes ou les gains réalisés sur les instruments financiers dérivés utilisés
pour couvrir le taux d'intérêt sur la dette liée aux projets avant que cette dette ne soit contractée. 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. Les lecteurs sont avisés que le BAIIA ajusté ne doit pas être considéré comme un substitut au bénéfice
net et que les Flux de trésorerie disponibles ne doivent pas être considérés comme un substitut aux flux de trésorerie liés aux
activités opérationnelles, comme il est déterminé conformément aux IFRS. La Société croit que ces indicateurs sont importants
puisqu’ils fournissent à la direction et aux lecteurs des renseignements supplémentaires sur les capacités de production et de
génération de liquidités de la Société, sa capacité à maintenir les dividendes actuels et à les augmenter et sa capacité à
financer sa croissance. Ces indicateurs facilitent également les comparaisons entre les périodes.
Diversification des sources d'énergie
La quantité d'électricité 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 régime solaire moindres que prévu
pour n’importe quelle année donnée pourraient avoir une incidence sur les produits de la Société et sur sa rentabilité. Innergex
possède des participations dans 25 centrales hydroélectriques localisées sur 22 bassins versants, six parcs éoliens et un parc
solaire, bénéficiant ainsi d'une diversification importante des sources de produits. De plus, compte tenu de la nature de la
production d’énergie hydroélectrique, éolienne et solaire, les variations saisonnières sont atténuées, comme l’illustrent le
tableau et les diagrammes suivants :
Production moyenne à long terme consolidée1
En GWh et %
HYDRO
ÉOLIEN
SOLAIRE2
Total
T1
T2
T3
T4
278,0
213,6
7,3
498,9
13 %
32 %
19 %
17 %
774,1
142,8
12,6
929,4
36 %
21 %
33 %
32 %
680,7
112,8
12,7
806,2
31 %
17 %
33 %
28 %
435,6
207,3
5,8
648,7
20 %
31 %
15 %
22 %
Total
2 168,4
676,5
38,4
2 883,3
1. Production moyenne à long terme (PMLT) annualisée pour les installations en exploitation au 25 février 2014. La PMLT est présentée
conformément aux règles de comptabilisation des produits des IFRS et exclut la production des installations comptabilisées selon la
méthode de la mise en équivalence, laquelle est présentée à la rubrique « Participations dans des coentreprises ».
2. La PMLT pour un parc solaire diminue avec le temps en raison de la dégradation prévue des panneaux.
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RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
PMLT par trimestre
PMLT par source d'énergie
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 de la Première Nation
de Pic River (propriétaires de 51 % de la centrale Umbata Falls), la bande indienne de Kanaka Bar (propriétaire de 50 % de
la centrale Kwoiek Creek), la Municipalité régionale de comté (« MRC ») de Rivière-du-Loup (propriétaire de 50 % du parc
éolien communautaire Viger-Denonville), Ledcor Power Group Ltd. (propriétaire de 33 1/3 % de la centrale Fitzsimmons Creek,
des Projets en développement Boulder Creek et Upper Lillooet ainsi que des autres Projets potentiels de Creek Power Inc.),
le Mi'gmawei Mawiomi (ou les « communautés Mi'gmaq du Québec ») (propriétaire de 50 % du Projet en développement éolien
Mesgi'g Ugju's'n) et la Municipalité régionale de comté de Minganie (propriétaire de 0,001 % des parts ordinaires et de 30 %
des parts votantes de la centrale hydroélectrique Magpie). Les partenaires financiers actuels sont notamment CC&L Harrison
Hydro Project Limited Partnership et LPF (Surfside) Development L.P. (propriétaires de 34,99 % et de 15,00 % de Harrison
Hydro L.P., respectivement).
Occasions de croissance organique
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 été très proactives dans l'approvisionnement en 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, Hydro-Québec a lancé en décembre 2013 un appel d’offres visant un bloc de 450 MW d’énergie éolienne, y compris
300 MW pour des projets dans les régions du Bas-Saint-Laurent et de la Gaspésie et des projets de 150 MW ailleurs dans la
province. La réglementation prévoit un prix maximum de 0,09 $ par kWh, des exigences minimales de contenu local de 60 %
et une participation de 50 % ou plus par une entité locale, notamment les municipalités et les Premières Nations. La Société
a plusieurs projets éoliens qu'elle compte soumettre en vertu de cet appel d’offres avant la date limite fixée en septembre 2014.
En Ontario, le gouvernement a annoncé en juin 2013 qu'il délaissera l'approvisionnement en capacité d'énergie renouvelable
dans le cadre du Programme de tarifs de rachat garantis (« TRG ») pour les projets d'envergure. Par conséquent, l'Office de
l'électricité de l'Ontario a mis fin aux soumissions de projets de grande envergure dans le cadre du programme de TRG pour
lesquels aucun contrat n'a été attribué. L'Ontario visera plutôt à mettre en place un processus d'offre compétitif qui prendra en
compte les besoins et les préoccupations des communautés locales, notamment les municipalités et les Premières Nations.
Dans le cadre du Plan énergétique à long terme de l'Ontario rendu public en décembre 2013, le gouvernement a réitéré son
engagement d'investir dans l'énergie renouvelable et a fait part de son intention de lancer un nouveau processus
d'approvisionnement au printemps 2014. La capacité d'approvisionnement visée serait de 300 MW d'énergie éolienne et de
140 MW d'énergie solaire en 2015 et d’un autre bloc de 300 MW d'énergie éolienne et de 150 MW d'énergie solaire en 2016,
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 7
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
avec des révisions annuelles. La Société a plusieurs projets éoliens et solaires qu'elle continue de faire progresser en prévision
des soumissions aux termes d'un processus d'offre compétitif futur. Plusieurs Projets prospectifs en Ontario, en particulier dans
le secteur éolien, continuent de dépendre de l'expansion du réseau de transport dans le nord de la province et présentent un
potentiel à plus long terme.
En Colombie-Britannique, BC Hydro a rendu public en novembre 2013 son plan de ressources intégrées qui prévoit un ensemble
de mesures pour répondre à l'augmentation prévue de la demande en électricité, y compris la construction par BC Hydro de
la centrale hydroélectrique Site-C de 1 100 MW, ainsi qu'un ensemble de mesures appuyant un secteur de l’énergie propre
sain et diversifié et qui fait la promotion d’occasions dans le secteur de l’énergie propre pour les Premières Nations, sans
toutefois fixer à ce stade des cibles d’approvisionnement déterminées pour l’énergie renouvelable. Les plans ambitieux de la
province visant l’expansion des secteurs de l’exploitation minière et de gaz naturel liquéfié (« GNL ») peuvent donner lieu à
des occasions de développement dans le secteur de l’énergie renouvelable, à la lumière de l’engagement de la première
ministre envers la production du GNL « le plus propre du monde » et de l’importance pour la population de la réduction des
émissions de gaz à effet de serre. La Société continue d’aller de l’avant avec le développement de plusieurs Projets potentiels
afin de répondre aux besoins en approvisionnement d’énergie renouvelable futurs dans la province ou de les soumettre aux
termes du Programme d’offre standard.
Aux États-Unis, l'équipe de direction de la Société continuera à évaluer les possibilités avec discernement, particulièrement à
la lumière de l'objectif renouvelé de l'administration actuelle des États-Unis d'augmenter la production d'énergie renouvelable
et de l'existence de Normes en matière d'offre d'énergie renouvelable dans plusieurs États. Selon l'Energy Information
Association (EIA) des États-Unis, la part de l'énergie renouvelable dans la production d'électricité devrait augmenter pour
passer de 12 % en 2012 à 16 % en 2040. À court terme, la production d'énergie renouvelable devrait augmenter à la faveur
de crédits d'impôts fédéraux (même si un important crédit d'impôts pour l'énergie éolienne n'a pas été renouvelé à la fin de
2013) et de politiques à l'échelle des États. À long terme, cependant, la croissance de l'énergie renouvelable devrait être
alimentée par la compétitivité accrue au niveau des coûts avec les autres technologies non renouvelables. Déjà en 2014, l'EIA
estime que l'énergie éolienne est la deuxième source d'énergie la plus économique, après le gaz naturel.
Occasions de croissance par l'entremise d'acquisitions
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 adéquats qui sont déjà en service
commercial. Comme elle l'a fait dans le passé, Innergex continuera à concentrer ses efforts sur les centrales hydroélectriques,
les parcs éoliens et les 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 oeuvre
dans n'importe quelle région où des occasions existent, mais la Société prévoit que la plupart de ces occasions s'offrent à
court terme au Canada et aux États-Unis.
Facteurs clés de croissance
La croissance future de la Société sera influencée par les facteurs clés suivants :
•
•
la demande d'énergie renouvelable;
les lois gouvernementales en matière d'approvisionnement en capacité d'énergie renouvelable par l'entremise d'appels
d'offres ou d'autres mécanismes;
• 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 et les charges pour chaque projet;
• sa capacité à réaliser des acquisitions qui ajoutent de la valeur; et
• sa capacité à financer sa croissance.
Capacité de produire des 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, cette équipe a une feuille de route éprouvée quant à la
réalisation de ses projets à la date de mise en service prescrite par les CAÉ, et ce, tout en respectant les budgets de construction
établis. 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 plusieurs sociétés d'ingénierie indépendantes pour l'assister dans
l'analyse de la faisabilité de ses projets. Au 31 décembre 2013, la Société comptait un total de 171 employés (y compris les
employés de Cartier Énergie Éolienne).
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 8
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 l'eau,
le vent, le soleil, les gaz d'enfouissement et les sources géothermiques.
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 : la demande croissante d'énergie, la sensibilisation croissante aux effets des
émissions de gaz à effet de serre sur le changement climatique et l'environnement, l'intensification des mesures incitatives
mises de l'avant par les gouvernements en vue d'accroître la capacité de production d'énergie renouvelable, la disponibilité
de contrats à long terme pour l'achat d'énergie renouvelable avec des contreparties solvables, 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 oeuvre d'accès non discriminatoires aux systèmes de transport,
permettant aux producteurs indépendants d'énergie d'avoir accès aux marchés régionaux de l'électricité, et l'efficacité des
producteurs indépendants d'énergie.
Par ailleurs, l'offre abondante de gaz naturel au cours des dernières années s'est traduite par des prix peu élevés qui ont accru
l'attrait de cette source d'énergie pour produire de l'électricité. À court terme, cette situation pourrait influer sur la demande
d'énergie renouvelable.
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.
En réponse à la tendance à long terme en faveur de politiques plus strictes en matière de protection de l'environnement,
plusieurs 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
géographiques de chaque province. Bien que ces normes soient parfois appliquées et mises en oeuvre sous forme d'objectifs
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. Ce processus 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 des projets. 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.
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 – développement de 1 000 MW d'énergie éolienne d'ici 2015; toutefois, aucun développement n'est prévu
à l'heure actuelle;
• 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; toutefois, aucun
développement n'est prévu à l'heure actuelle et la puissance installée se chiffre à 55 MW;
• Nouvelle-Écosse – production de 25 % de l'électricité totale à partir de sources renouvelables d'ici 2015 et de 40 %
d'ici 2020;
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RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
• Ontario – accroissement de la puissance installée d'énergie hydroélectrique à 9 300 MW et développement de
•
10 700 MW à partir de l'énergie éolienne et solaire et de la bioénergie d'ici 2021;
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 – développement de 4 000 MW d'énergie éolienne d'ici 2015 et capacité supplémentaire de 100 MW d'énergie
éolienne pour chaque tranche de 1 000 MW de puissance installée d'énergie hydroélectrique supplémentaire; et
• Saskatchewan – développement de 200 MW d'énergie éolienne d'ici 2015.
Le Canada bénéficie de ressources hydrologiques abondantes qui sont uniques. Compte tenu d'une puissance hydroélectrique
installée estimée de plus de 74 000 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 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 plus de 7 800 MW et 1 500 MW par année d'énergie éolienne mise
en service au cours des prochaines années. Plusieurs raisons expliquent la vitalité de l'industrie de l'énergie éolienne, notamment
les NOER provinciales, des délais relativement courts de construction et des bonnes sources d'énergie éolienne, y compris
de 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. En octobre 2013, l'Office
de l'électricité de l'Ontario a indiqué que la puissance installée d'énergie photovoltaïque solaire en service commercial s'élevait
à 814 MW, et qu'une puissance supplémentaire de 1 184 MW était en développement. Les modifications au processus
d'approvisionnement annoncées par le gouvernement de l'Ontario en 2013, par exemple l'annulation de l'approvisionnement
en énergie renouvelable dans le cadre de projets d'envergure aux termes du programme de TRG, l'abolition des exigences
de contenu local et la transition à un système de facturation nette pour les projets microFIT, ont accentué l'incertitude au sujet
des perspectives futures de l'industrie solaire dans cette province. Le gouvernement a toutefois annoncé son intention d'obtenir
un bloc de 140 MW de nouvelle énergie solaire en 2015 et un autre bloc de 150 MW en 2016. De plus, les coûts de production
continuent de diminuer année après année.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 10
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
INFORMATION ANNUELLE CHOISIE
Production (MWh)
PMLT (MWh)
Produits
BAIIA ajusté
Marge du BAIIA ajusté
Bénéfice net (Perte nette)
Bénéfice net (Perte nette) attribuable aux propriétaires de la
société mère
($ par action ordinaire - de base)
($ par action ordinaire - dilué)
Exercices clos le 31 décembre
2013
2 381 820
2 502 562
198 259
148 916
75,1%
45 431
48 170
0,43
0,43
2012
(retraité)3
2 104 945
2 169 182
176 655
133 792
75,7%
(5 383)
1 405
(0,03)
(0,03)
2011
(retraité)3
1 869 825
1 831 119
144 786
108 094
74,7%
(43 704)
(40 547)
(0,59)
(0,59)
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation
(en milliers)
Total de l'actif
Dette à long terme
Passif courant et autres passifs non courants
Composante passif des débentures convertibles
Participations ne donnant pas le contrôle
Capitaux propres attribuables aux propriétaires
Dividendes déclarés sur les Actions privilégiées de série A
Dividendes déclarés sur les Actions privilégiées de série C1
1
Dividende déclaré par action ordinaire
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
Flux de trésorerie disponibles2
Ratio de distribution2
1. Le dividende trimestriel régulier s'établit à 0,3593375 $; le dividende initial était plus élevé pour tenir compte des dividendes à payer depuis
75 681
2 005 469
1 025 628
321 235
79 490
114 399
464 717
1,25
—
0,58
43 990
39 024
113%
86 557
2 296 440
1 230 708
298 145
79 655
107 611
580 321
1,25
—
0,58
50 693
43 897
115%
94 694
2 377 074
1 340 367
290 941
79 831
81 429
584 506
1,25
1,570425
0,58
54 967
58 982
93%
la date de clôture de l'émission des Actions privilégiées de série C le 11 décembre 2012.
2. Pour plus d'information sur le calcul et une explication des Flux de trésorerie disponibles et du Ratio de distribution de la Société, se reporter
à la rubrique « Flux de trésorerie disponibles et Ratio de distribution ».
3. Se reporter à la rubrique « Modifications de méthodes comptables » pour une explication plus détaillée de l'incidence de l'application
d'IFRS 11.
Comparaison entre 2013, 2012 et 2011
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, les augmentations de la production, des produits et du BAIIA ajusté sont principalement
attribuables à l'apport sur un exercice complet du parc solaire Stardale, qui a été mis en service en mai 2012, à l'apport sur
un exercice complet des centrales hydroélectriques Brown Lake et Miller Creek, qui ont été acquises en octobre 2012, à
l'accroissement de la capacité au parc éolien Gros-Morne depuis novembre 2012 et à l'acquisition de la centrale hydroélectrique
Magpie en juillet 2013. L'amélioration du résultat, qui est passé d'une perte nette de 5,4 M$ à un bénéfice net de 45,4 M$, est
principalement attribuable aux raisons mentionnées ci-dessus ainsi qu'à un gain net latent plus élevé et à une perte nette
réalisée sur instruments financiers dérivés inférieure en 2013 par rapport à 2012. L'augmentation de la dette à long terme
s'explique principalement par l'ajout de la dette liée aux projets Northwest Stave et Magpie et par l'accroissement de la dette
liée au projet Carleton par suite du refinancement.
Les augmentations de la production, des produits et du BAIIA ajusté en 2012 par rapport à 2011 sont principalement attribuables
à l'apport sur un exercice complet de l'Acquisition de Cloudworks en avril 2011, à la mise en service des parcs éoliens Montagne
Sèche et Gros-Morne en novembre 2011, à la mise en service du parc solaire Stardale en mai 2012 et à l'acquisition des
centrales hydroélectriques Brown Lake et Miller Creek en octobre 2012. La baisse de la perte nette, qui est passée de
43,7 M$ à 5,4 M$ est attribuable principalement aux raisons mentionnées ci-dessus, ainsi qu'à une hausse des charges
financières et à un profit net latent sur instruments financiers dérivés, par rapport à une perte nette latente en 2011, partiellement
contrebalancée par une perte nette réalisée sur instruments financiers dérivés en 2012. L'augmentation de la dette à long
terme est attribuable principalement aux prêts pour Montagne Sèche, Stardale et Kwoiek Creek et aux prélèvements sur la
facilité à terme de crédit rotatif pour Gros-Morne. L'augmentation des capitaux propres est liée essentiellement à l'émission
d'actions ordinaires et privilégiées.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 11
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Incidence sur le résultat net des profits nets latents et des pertes
nettes réalisées sur instruments financiers dérivés
Bénéfice net (Perte nette)
(Déduire) Ajouter : (Profit net latent) perte nette latente sur instruments
financiers dérivés
Ajouter : Perte nette réalisée sur instruments financiers dérivés
Ajouter (Déduire) : Charge d'impôt liée aux éléments ci-dessus
(Déduire) Ajouter : Quote-part du profit net latent et réalisé ou de la perte
nette latente et réalisée sur instruments financiers dérivés des
coentreprises, déduction faite de la charge d'impôt qui s'y rapporte
Exercices clos le 31 décembre
2013
2012
(retraité)
2011
(retraité
45 431
(5 383)
(43 704)
(45 249)
3 259
11 127
(1 951)
12 617
(7 791)
14 127
(1 647)
(408)
(1 102)
58 567
—
(15 813)
2 126
1 176
En excluant les pertes nettes réalisées et les profits nets latents sur instruments financiers dérivés, ainsi que l'impôt qui s'y
rapporte, le bénéfice net pour l'exercice clos le 31 décembre 2013 se serait établi à 12,6 M$, comparativement à une perte
nette de 1,1 M$ en 2012 et à un bénéfice net de 1,2 M$ en 2011.
ACTIVITÉS EN 2013
Le partenaire d'Innergex se voit attribuer 150 MW pour un projet éolien (Mesgi'g Ugju's'n)
Le 10 mai 2013, les communautés Mi'gmaq du Québec, avec lesquelles la Société a une entente de partenariat, se sont vu
attribuer 150 MW par le gouvernement du Québec pour un projet de parc éolien dans la péninsule gaspésienne. En décembre
2013, les partenaires ont signé une lettre d'intention avec Hydro-Québec Distribution pour un contrat d'achat d'électricité de
20 ans, sous réserve d'un décret en conseil du gouvernement du Québec. Pour un complément d'information au sujet du projet
Mesgi'g Ugju's'n, se reporter à la rubrique « Projets en développement ».
Conclusion du financement du projet hydroélectrique Northwest Stave River
Le 23 mai 2013, la Société a conclu un financement sans recours de 72,0 M$ pour un prêt de construction et un prêt à terme
visant la centrale hydroélectrique Northwest Stave River en Colombie-Britannique. Le prêt de construction de 72,0 M$ porte
un taux d'intérêt fixe de 5,3 %; pendant les mois qui suivent la mise en service du projet, il sera converti en un prêt à terme
de 40 ans et le capital commencera à être amorti sur une période de 35 ans, à compter de la sixième année. Ce financement
a été conclu avec Industrielle Alliance, Assurance et services financiers inc., à titre d'agent et de prêteur principal, et comprend
le Fonds de financement d'infrastructures par emprunt Stonebridge, à titre de prêteur.
Prolongement de la facilité à terme de crédit rotatif jusqu'en 2018
Le 17 juin 2013, la Société a prolongé sa facilité à terme de crédit rotatif de 425 M$ avec une nouvelle durée de cinq ans venant
à échéance en 2018. La facilité à terme de crédit rotatif est garantie par 13 des Installations en exploitation de la Société qui
ne sont pas autrement grevées d'une dette et sert de source de capital souple pour financer la croissance de la Société. Les
modalités sont demeurées inchangées et la flexibilité d'utilisation a été accrue. Le syndicat bancaire est demeuré lui aussi
inchangé; il est composé de La Banque Toronto-Dominion à titre d'agent administratif et de prêteur, la Banque de Montréal à
titre d'agent de syndication et de prêteur, ainsi que la Banque Canadienne Impériale de Commerce, la Caisse centrale
Desjardins, la Banque Nationale du Canada, La Banque de Nouvelle-Écosse et la Banque Laurentienne du Canada, également
à titre de prêteurs.
Refinancement du parc éolien Carleton
Le 26 juin 2013, la Société a conclu un financement de 52,8 M$ pour un prêt à terme sans recours en vue de refinancer sa
participation dans le parc éolien Carleton situé au Québec, au Canada. Le prêt à terme porte un taux d'intérêt fixe de 5,6 %
(par l'entremise de swaps) et le principal sera amorti sur une durée d'environ 14 ans, soit un peu moins que la durée restante
du premier contrat d'achat d'électricité du parc éolien. Le produit supplémentaire provenant du refinancement d'environ
11,7 M$ a servi principalement à réduire les prélèvements sur la facilité à terme de crédit rotatif de la Société. Le montant plus
élevé du refinancement résulte de la performance du parc éolien meilleure que prévu initialement par les prêteurs. Le nouveau
financement, ainsi que l'entente de swap pour fixer le taux d'intérêt, sont accordés par les mêmes deux prêteurs que pour le
financement initial, soit Sumitomo Mitsui Banking Corporation et Bank of Tokyo Mitsubishi UFJ Canada.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 12
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Programme de couverture des taux d'intérêt
En 2013, la Société a entrepris un programme de couverture afin de fixer les taux d'intérêt sur le financement futur lié à cinq
Projets en développement, jusqu'à la clôture de ces financements, au moyen d'instruments financiers dérivés. En date du
présent rapport de gestion, le programme de couverture était complété, pour l'essentiel, pour quatre des cinq Projets en
développement, éliminant à toute fin pratique l'exposition de ces projets aux fluctuations des taux d'intérêt.
Clôture de l'acquisition de Magpie
Le 25 juillet, 2013, la Société a complété l'acquisition auprès du groupe de sociétés Hydroméga d'une participation dans la
centrale Magpie, située au Québec, annoncée précédemment. Magpie est une centrale hydroélectrique au fil de l'eau de
40,6 MW située sur des terres publiques dans la Municipalité régionale de comté de Minganie, dans le nord-est du Québec.
Cette centrale a été mise en service en 2007 et toute l'électricité qu'elle produit fait l'objet d'un contrat d'achat d'électricité à
prix fixe de 25 ans avec Hydro-Québec, dont le prix est augmenté annuellement de 1 %. La production annuelle moyenne de
Magpie est d'environ 185 000 MWh, assez pour alimenter près de 11 000 foyers québécois chaque année.
Acquisition des autres actifs d'Hydroméga
En même temps que l'annonce de l'acquisition de Magpie en juillet 2012, la Société a signé une lettre d'intention avec Hydroméga
visant l'acquisition de sa participation dans plusieurs autres actifs, dont une centrale hydroélectrique de 30,5 MW au Québec,
quatre projets hydroélectriques désormais en exploitation d'une puissance installée totale de 22,0 MW en Ontario et un projet
hydroélectrique en construction d'une puissance installée de 10,0 MW, également en Ontario. La Société poursuit les
négociations avec Hydroméga en vue de l'acquisition d'autres actifs, tout en s'assurant que cette acquisition sera rentable, le
cas échéant.
Clôture du financement du projet éolien Viger-Denonville
Le 7 août 2013, Parc éolien communautaire Viger-Denonville, s.e.c. (« Viger-Denonville, s.e.c. ») a conclu un financement
sans recours de 61,7 M$ pour un prêt de construction à terme visant le projet éolien Viger-Denonville, situé au Québec. Le
prêt de construction de 61,7 M$ porte un taux d'intérêt fixe de 6,0 % (par l'entremise d’un swap) depuis le 31 décembre 2013;
pendant les mois suivant la mise en service du projet, il sera converti en prêt à terme amorti sur 18 ans. Viger-Denonville,
s.e.c. a également conclu un prêt à court terme de 5,5 M$ portant un taux d'intérêt variable pour financer la construction du
poste électrique et du réseau collecteur, pour lesquels il a droit à un remboursement d'Hydro-Québec en 2014. Ces prêts ont
été conclus avec KfW IPEX-Bank GmbH à titre d'agent et de prêteur.
En même temps que la clôture de ce financement, Viger-Denonville, s.e.c. a réglé les contrats à terme sur obligations utilisés
pour fixer le taux d'intérêt sur la dette et ainsi protéger les rendements prévus du projet, donnant lieu à un profit réalisé sur
instruments financiers dérivés de 2,2 M$, soit l'équivalent d'un taux d’intérêt fixe de l'ordre de 5,5 % sur le prêt.
Modifications au Régime de réinvestissement de dividendes (« RRD »)
En raison des conditions de marché en vigueur pendant la majeure partie de 2013, la Société a décidé d'éliminer l'escompte
de 2,5 % applicable au prix d'achat des actions émises à l'intention des actionnaires qui participent au RRD. Par conséquent,
les actions achetées aux termes du RRD demeureront des actions nouvellement émises, et le prix continuera d'être fixé au
cours moyen pondéré des actions ordinaires à la Bourse de Toronto pendant les cinq (5) jours ouvrables précédant
immédiatement la date de versement de dividendes. Cette modification est entrée en vigueur le 8 août 2013. Toute décision
de la Société destinée à modifier la méthode d'achat des actions ou l'escompte accordé sur le prix d'achat des actions
nouvellement émises sera annoncée par voie de communiqué.
Programme d'améliorations des immobilisations à la centrale hydroélectrique Miller Creek
Au début de novembre 2013, la Société a achevé comme prévu un programme d'améliorations des immobilisations d'environ
7,0 M$ à la centrale hydroélectrique Miller Creek de 33,0 MW, en Colombie Britannique. Les travaux ont porté notamment sur
la préparation de la surface et le revêtement de la conduite forcée, la restructuration et le remodelage de la prise d'eau pour
réduire la pénétration de sable et de sédiments et l'amélioration du rendement hydraulique et le remplacement de composantes
de turbines. Le programme a été achevé conformément à l'échéancier et au budget et la centrale, qui a été fermée le 12 août,
a repris ses activités le 13 novembre. Par suite de ces améliorations, la production annuelle moyenne à long terme de la
centrale a augmenté de l'ordre de 5 %, pour passer de 97 900 MWh à 102 795 MWh. Ce programme de dépenses en
immobilisations, qui a été annoncé au moment de l'acquisition, devait initialement se dérouler à l'automne 2012; il a par la suite
été reporté à l'automne 2013 en raison du processus de clôture de l'acquisition plus long que prévu, de contraintes saisonnières
et de la disponibilité de l'entrepreneur. Ce programme a été financé à partir du produit du placement privé de 123,7 M$ réalisé
en juillet 2012 et a été pris en compte dans l'établissement du prix d'achat lors de l'acquisition de Miller Creek.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 13
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Mise en service du parc éolien Viger-Denonville
Le 19 novembre 2013, la Société et la Municipalité régionale de comté (« MRC ») de Rivière-du-Loup ont annoncé la mise en
service du parc éolien Viger-Denonville de 24,6 MW, situé au Québec. Pour un complément d'information au sujet du parc
éolien Viger-Denonville, se reporter aux rubriques « Activités de mise en service » et « Participations dans des coentreprises ».
Ententes avec la Première Nation Saik'uz pour le développement d'un projet éolien
Le 17 décembre 2013, la Société a signé une lettre d'intention et un protocole d'entente sur le savoir traditionnel avec la
Première Nation Saik'uz concernant le développement d'un projet éolien à Nulki Hills près de Vanderhoof, en Colombie-
Britannique. Le projet potentiel, représentant jusqu'à 210 MW d'énergie, fait présentement l'objet d'une évaluation
environnementale de la Colombie-Britannique. Les partenaires travailleront ensemble à l’obtention d’un certificat d’évaluation
environnementale de la province et d’un contrat d’achat d’électricité de BC Hydro pour ce projet, qui pourrait fournir de l’électricité
au réseau dès 2018.
Ajout à l'indice composé S&P/TSX
Le 20 décembre 2013, la Société a été ajoutée à l'indice composé S&P/TSX ainsi qu'à l'indice de dividendes composé
S&P/TSX, l’indice de revenus sur les actions S&P/TSX et l’indice composé à faible volatilité S&P/TSX. Ces modifications ont
été annoncées par S&P Dow Jones Indices LLC à la suite de la révision trimestrielle des indices canadiens S&P/TSX que
fournit cette société.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 14
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
ACTIVITÉS DE MISE EN SERVICE
Le tableau qui suit présente les Installations en exploitation qui ont été mises en service pendant l'exercice :
PROJETS MIS EN
SERVICE
Propriété
%
Puissance
installée
brute
(MW)
Date de
MSC1
PMLT
brute
estimée2
(GWh)
Durée
du CAÉ
(années)
Coûts totaux de
projets
Prévisions, première
année
Estimés2
(M$)
Au 31 déc.
(M$)4
Produits2
(M$)
BAIIA
ajusté2
(M$)
HYDRO (Colombie-Britannique)
50,0
Kwoiek Creek
Northwest Stave River
100,0
ÉOLIEN (Québec)
Viger-Denonville
50,0
49,9
17,5
1/1/14
18/12/13
223,4
63,3
24,6
19/11/13
72,4
40
40
20
153,2 3
91,4
156,0 3
88,7
18,0 3
7,0
15,0 3
6,0
73,2 3
64,3 3
11,0 3
9,0 3
1. Date de mise en service.
2. Cette information vise à informer les lecteurs au sujet de l’incidence potentielle des projets sur les résultats de la Société. Au moment de
la mise en service, la PMLT peut être mise à jour pour tenir compte de mesures d'optimisation ou de contraintes liées à la conception, ou
de la sélection de turbines différentes. Les résultats réels peuvent être différents. Veuillez vous reporter à la rubrique « Information
prospective » pour obtenir des renseignements détaillés.
3. Correspond à 100 % de cette installation.
4. Les coûts au 31 décembre 2013 ne sont pas définitifs.
Centrale hydroélectrique Kwoiek Creek
Le 18 février 2014, la Société a annoncé que Kwoiek Creek Resources Limited Partnership a commencé l’exploitation de la
centrale hydroélectrique au fil de l’eau Kwoiek Creek, située près de Lytton, en Colombie-Britannique. Innergex détient une
participation de 50 % dans Kwoiek Creek Resources Limited Partnership et est responsable de la gestion de la construction
et de l’exploitation de cette centrale. La bande indienne de Kanaka Bar détient l’autre participation de 50 %. Cette centrale a
une puissance installée brute de 49,9 MW et une production annuelle moyenne estimée de 223 400 MWh. Les travaux de
construction ont débuté en 2011 et ont été achevés au début de décembre 2013, conformément au calendrier et au budget.
Bien que la mise en service de cette centrale ait commencé à ce moment-là, la Société et BC Hydro ont amendé leur convention
afin de clarifier les niveaux de production stipulés, sous réserve de l’approbation de la British Columbia Utilities Commission
(la commission des services publics de la Colombie-Britannique). Une fois que cette approbation aura été reçue, BC Hydro
acceptera le certificat de mise en service avec une date de mise en service applicable du 1er janvier 2014. La totalité de l’énergie
produite est vendue à BC Hydro aux termes d’un contrat d’achat d’électricité à prix fixe qui prévoit un ajustement annuel du
prix de vente en fonction d’une portion de l’indice des prix à la consommation, et qui vient à échéance en 2054. Au cours de
la première année complète d’exploitation, la centrale devrait générer des produits et un BAIIA ajusté de l'ordre de 18,0 M$ et
15,0 M$, respectivement. Kwoiek Creek Resources Limited Partnership est comptabilisée comme une filiale non entièrement
détenue. Pour un complément d’information sur les résultats financiers de cette centrale, se reporter à la rubrique « Filiales
non entièrement détenues ».
Centrale hydroélectrique Northwest Stave River
Le 24 février 2014, la Société a annoncé la mise en service de la centrale hydroélectrique Northwest Stave River, située près
de Mission, en Colombie-Britannique. Cette centrale a une puissance installée brute de 17,5 MW et une production annuelle
moyenne estimée de 63 300 MWh. Les travaux de construction ont débuté en 2011 et ont été achevés au début de décembre
2013, conformément au calendrier et au budget. La mise en service de cette centrale a commencé à ce moment-là et son
certificat de mise en service vient d’être approuvé par BC Hydro, avec une date de mise en service applicable du
18 décembre 2013. La totalité de l’énergie produite est vendue à BC Hydro aux termes d’un contrat d’achat d’électricité à prix
fixe qui prévoit un ajustement annuel du prix de vente en fonction d’une portion de l’indice des prix à la consommation, et qui
vient à échéance en 2053. Au cours de la première année complète d’exploitation, la centrale devrait générer des produits et
un BAIIA ajusté de l'ordre de 7,0 M$ et 6,0 M$, respectivement.
Parc éolien Viger-Denonville
Le 19 novembre 2013, la Société a annoncé la mise en service du parc éolien Viger-Denonville situé dans les municipalités
de Saint-Paul-de-la-Croix et Saint-Épiphane, au Québec. Ce parc éolien a été développé par Parc éolien communautaire Viger-
Denonville, s.e.c., une coentreprise détenue 50/50 par la Société et la Municipalité régionale de comté de Rivière-du-Loup. Le
parc éolien, qui est constitué de 12 éoliennes, a une puissance installée brute de 24,6 MW et une production annuelle moyenne
estimée de 72 400 MWh. Les travaux de construction ont débuté au printemps 2013 et se sont terminés au début de novembre,
conformément au calendrier et au budget. La totalité de l’énergie produite est vendue à Hydro-Québec aux termes d’un contrat
d’achat d’électricité à prix fixe qui prévoit un ajustement annuel du prix de vente en fonction d’une portion de l’indice des prix
à la consommation, et qui vient à échéance en 2033. Un contrat de service à long terme de 10 ans a été signé avec le fabricant
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 15
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
de turbines. Au cours de la première année complète d’exploitation, le parc devrait générer des produits et un BAIIA ajusté de
l'ordre de 11,0 M$ et 9,0 M$, respectivement. Viger-Denonville, s.e.c. est une coentreprise comptabilisée selon la méthode de
mise en équivalence. Pour un complément d'information sur les résultats financiers de cette installation, se reporter à la rubrique
« Participations dans des coentreprises ».
PROJETS EN DÉVELOPPEMENT
La Société compte actuellement cinq projets (à l'exclusion de North Creek) qui devraient être mis en service commercial
en 2015 et 2016.
PROJETS EN
CONSTRUCTION
Propriété
%
Puissance
installée
brute
(MW)
Date
prévue
de MSC1
PMLT
brute
estimée2
(GWh)
Durée
du CAÉ
(années)
Coûts totaux de
projets
Prévisions, première
année
Estimés2
(M$)
Au 31
déc. (M$)
Produits2
(M$)
HYDRO (Colombie-Britannique)
100,0
Tretheway Creek
66,7
Upper Lillooet River
66,7
Boulder Creek
23,2
81,4
25,3
129,9
2015
2016
2015
81,9
334,0
92,5
508,4
40
40
40
111,5
315,0
119,2
545,7
21,6
30,3
7,8
59,7
9,0
33,0
9,0
51,0
BAIIA
ajusté2
(M$)
7,5
27,5
7,5
42,5
1. Date de mise en service.
2. Cette information vise à informer les lecteurs au sujet de l’incidence potentielle des projets sur les résultats de la Société. Au moment de
la mise en service, la PMLT peut être mise à jour pour tenir compte de mesures d'optimisation ou de contraintes liées à la conception ou
de la sélection de turbines différentes. Les résultats réels peuvent être différents. Veuillez vous reporter à la rubrique « Information
prospective » pour obtenir des renseignements détaillés.
Tretheway Creek
Les travaux de construction de cette centrale hydroélectrique ont débuté en octobre 2013. En date du présent rapport de
gestion, l'installation du camp de construction était terminée et les travaux de déboisement et d'excavation en vue de la mise
en place de la prise d'eau, de la centrale et de la conduite forcée étaient en cours. Les coûts de projet estimés ont été ajustés
de 108,5 M$ à 111,5 M$ pour tenir compte des pressions inflationnistes exercées sur les coûts de construction en Colombie-
Britannique. Au quatrième trimestre de 2013, la Société a entrepris un programme de couverture afin de fixer le taux d'intérêt
lié au financement de ce projet jusqu'à la clôture du financement, au moyen d'instruments financiers dérivés. Ce programme
de couverture a été complété, pour l'essentiel, en janvier 2014, éliminant à toute fin pratique l'exposition de ce projet aux
fluctuations des taux d'intérêt.
Upper Lillooet River, Boulder Creek et North Creek (le « Projet hydroélectrique Upper Lillooet »)
Les travaux de construction des centrales hydroélectriques Upper Lillooet River et Boulder Creek ont débuté en octobre 2013.
En date du présent rapport de gestion, les études géotechniques portant sur la centrale et la prise d'eau à Upper Lillooet River
étaient terminées et les travaux de préparation du camp de construction à Boulder Creek étaient en cours. Le déboisement
en vue de l'installation de la ligne de transport conjointe était également en cours. Comme, prévu, les activités de construction
ont cessé pendant l'hiver et reprendront au printemps 2014. Les coûts de projet estimés ont été ajustés pour tenir compte
d'une réaffectation des coûts entre les deux projets. Au quatrième trimestre de 2013, la Société a entrepris un programme de
couverture afin de fixer le taux d'intérêt lié au financement de ces projets jusqu'à la clôture du financement, au moyen
d'instruments financiers dérivés. Ce programme de couverture a été complété, pour l'essentiel, en janvier 2014, éliminant
éliminant à toute fin pratique l'exposition des projets aux fluctuations des taux d'intérêt.
Des discussions se poursuivent avec BC Hydro en vue d'obtenir son consentement quant à la modification des CAÉ pour
accroître la puissance installée des projets Upper Lillooet River et Boulder Creek et annuler le projet North Creek.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 16
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
Propriété
%
Puissance
installée
brute
(MW)
Date
prévue
de MSC1
PMLT
brute
estimée2
(GWh)
Durée
du CAÉ
(années)
HYDRO (Colombie-Britannique)
North Creek3
Big Silver Creek
66,7
100,0
ÉOLIEN (Québec)
Mesgi'g Ugju's'n
50,0
(Excluant North Creek :)
16,0
40,6
150,0
190,6
2016
2016
2016
59,7
139,8
515,0
654,8
40
40
20
Coûts totaux de
projets
Prévisions, première
année
Estimés2
(M$)
Au 31
déc. (M$)
Produits2
(M$)
72,0
216,0
—
29,2
s. o.
18,0
BAIIA
ajusté2
(M$)
s. o.
15,0
365,0 4
581,0
0,9 4
30,1
55,0 4
73,0
45,0 4
60,0
1. Date de mise en service.
2. Cette information vise à informer les lecteurs au sujet de l’incidence potentielle des projets sur les résultats de la Société. Au moment de
la mise en service, la PMLT peut être mise à jour pour tenir compte de mesures d'optimisation ou de contraintes liées à la conception, ou
de la sélection de turbines différentes. Les estimations relatives au projet Mesgi'g Ugju's'n en particulier sont préliminaires, en attendant la
signature du CAÉ et la sélection du fournisseur de turbines et de l'entrepreneur IAC. Les résultats réels peuvent être différents. Veuillez
vous reporter à la rubrique « Information prospective » pour obtenir des renseignements détaillés.
3. Le 14 mars 2013, la Société a annoncé des changements à la configuration des projets hydroélectriques Boulder Creek, North Creek et
Upper Lillooet, notamment l’annulation du projet North Creek, sous réserve du consentement de BC Hydro, lequel n'a pas encore été
donné. Par ailleurs, la Société envisage la possibilité de poursuivre le développement du projet North Creek à titre de Projet potentiel.
4. Correspond à 100 % de cette installation.
Big Silver Creek
Le projet a obtenu ses droits de propriété foncière et son permis d'utilisation de l'eau du gouvernement provincial. Les autres
permis sont en voie d'être obtenus et aucun obstacle technique n'est en vue. Le fournisseur de turbines et de générateurs a
été sélectionné et la construction de ce projet devrait débuter au printemps 2014, une fois l'autorisation d'entreprendre les
travaux obtenue. La Société négocie actuellement avec des entrepreneurs en travaux de génie civil et des entrepreneurs pour
la construction de la ligne de transport. À la lumière de ces négociations, les coûts de projet estimés ont été ajustés de
191,8 M$ à 216,0 M$ pour tenir compte des pressions inflationnistes exercées sur les coûts de construction en Colombie-
Britannique, notamment pour la galerie d'amenée. Au quatrième trimestre de 2013, la Société a entrepris un programme de
couverture afin de fixer le taux d'intérêt lié au financement de ce projet jusqu'à la clôture du financement , au moyen d'instruments
financiers dérivés. Ce programme de couverture a été complété, pour l'essentiel, en janvier 2014, éliminant à toute fin pratique
l'exposition du projet aux fluctuations des taux d'intérêt.
Mesgi'g Ugju's'n (« MU »)
En décembre 2013, la Société et son partenaire Mi'gmaq ont signé une lettre d'intention avec Hydro-Québec Distribution pour
un CAÉ à prix fixe de 20 ans, sous réserve d'un décret en conseil du gouvernement du Québec. En date de ce Rapport de
gestion, des journées portes ouvertes ont été tenues, ainsi qu'une séance d'information dans le cadre du processus d'évaluation
du Bureau des audiences publiques sur l'environnement. Des négociations étaient en cours avec des fournisseurs de turbines
potentiels. Les activités de préconstruction devraient débuter en 2014 et les travaux de construction en 2015; la mise en service
est prévue pour la fin de 2016. Une fois le CAÉ obtenu, les partenaires ont l'intention d'entamer un programme de couverture
afin de fixer le taux d'intérêt lié au financement de ce projet jusqu'à la clôture du financement, au moyen d'instruments financiers
dérivés.
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 futurs, par exemple
l'appel d'offres en vue de nouveaux projets d'énergie éolienne de 450 MW annoncé par le gouvernement du Québec, ou de
POS, 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, déposée sur SEDAR à www.sedar.com, présente
de l’information complémentaire au sujet des installations et des projets de la Société.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 17
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
RÉSULTATS OPÉRATIONNELS
La production d'électricité pour l'exercice s'est établie à 95 % par rapport à la moyenne à long terme en raison de
débits d'eau inférieurs à la moyenne en Colombie-Britannique et aux États-Unis.
Les produits et le BAIIA ajusté ont progressé respectivement de 12 % et 11 % en 2013. Ces augmentations sont
attribuables principalement à l'apport sur un exercice complet du parc solaire Stardale, qui a été mis en service
en mai 2012, et des centrales hydroélectriques Brown Lake et Miller Creek, qui ont été acquises en octobre 2012,
ainsi qu'à l'accroissement de la capacité au parc éolien Gros-Morne en novembre 2012 et à l'acquisition de la
centrale hydroélectrique Magpie en juillet 2013.
Les résultats opérationnels de la Société pour l'exercice clos le 31 décembre 2013 sont comparés aux résultats
opérationnels de la période correspondante en 2012.
Production d'électricité
Dans son évaluation des 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
afin d’assurer une prévision à long terme de la production attendue pour chacune des installations de la Société.
Exercices clos le 31
décembre
HYDRO
Québec
Ontario
Colombie-Britannique
États-Unis
Total partiel
ÉOLIEN
Québec
SOLAIRE
Ontario
Total
2013
2012
Production1
(MWh)
PMLT1
(MWh)
Production
en % de la
PMLT
Prix
moyen2
($/MWh)
Production1
(MWh)
PMLT1
(MWh)
Production
en % de la
PMLT
Prix
moyen2
($/MWh)
467 645
83 040
1 062 730
41 956
1 655 371
444 014
74 544
1 221 997
46 800
1 787 355
105 %
111 %
87 %
90 %
93 %
80,76
68,26
75,73
71,82
76,68
350 148
64 687
1 064 889
49 552
1 529 276
348 430
74 544
1 095 126
46 800
1 564 900
100 %
87 %
97 %
106 %
98 %
82,72
68,91
77,60
67,91
78,09
686 380
676 490
101 %
79,40
542 295
572 734
95 %
84,01
40 069
2 381 820
38 717
2 502 562
103 % 420,00
83,24
95 %
33 374
2 104 945
31 548
2 169 182
106 % 349,90
83,92
97 %
1. Par suite de l'application de la norme IFRS 11, la centrale hydroélectrique Umbata Falls et le parc éolien Viger-Denonville sont traités comme
des coentreprises et sont comptabilisés selon la méthode de la mise en équivalence; leurs produits ne sont pas inclus dans les produits
consolidés de la Société et, afin d'assurer la cohérence, leur production d'électricité a été exclue du tableau de production. Se reporter à la
rubrique « Participations dans des coentreprises » pour un complément d'information au sujet des coentreprises de la Société.
2. 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.
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, les installations de la Société ont produit 2 382 GWh, soit 95 % par rapport à la
PMLT de 2 503 GWh. Dans l'ensemble, les centrales hydroélectriques ont produit 93 % de leur PMLT. En Ontario et au Québec,
les débits d'eau sont demeurés supérieurs à la moyenne dans la plupart des installations pendant tout l'exercice. En Colombie-
Britannique, les débits d'eau supérieurs à la moyenne dans la plupart des centrales au deuxième et au troisième trimestres
n'ont pu neutraliser l'hydrologie inférieure à la moyenne au premier et au quatrième trimestres, cette province ayant connu
l'une des années les plus sèches de son histoire avec des précipitations inférieures de 30 % environ à la moyenne. Les niveaux
de production ont aussi subi le contrecoup de la fermeture de Miller Creek en raison d'un programme d'améliorations des
immobilisations entre le 8 août et le 13 novembre. Aux États-Unis, les débits d'eau sont demeurés inférieurs à la moyenne
pendant l'année, à l'exception du deuxième trimestre. Dans l'ensemble, les parcs éoliens ont produit 101 % de leur PMLT, les
régimes de vent supérieurs à la moyenne au troisième trimestre ayant été suffisants pour contrebalancer les régimes inférieurs
à la moyenne aux premier, deuxième et quatrième trimestres. Le parc solaire Stardale a produit 103 % de sa PMLT, un régime
solaire supérieur à la moyenne aux deuxième et troisième trimestres ayant neutralisé la production inférieure au premier
trimestre attribuable aux abondantes chutes de neige inhabituelles et aux grands froids qui ont ralenti les opérations de
déneigement des panneaux solaires.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 18
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
La performance globale des installations de la Société pour l'exercice clos le 31 décembre 2013 démontre les avantages de
la diversification géographique et la complémentarité des productions hydroélectrique, éolienne et solaire.
Information supplémentaire
Contrats d'achat d'électricité
Les 32 Installations en exploitation vendent l'électricité produite en vertu de CAÉ à long terme à des sociétés de services
publics ou d'autres contreparties solvables. 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 Platts Mid-C (cette centrale a dégagé 1 % des produits en 2013). Dans le cas de la centrale Horseshoe
Bend, située en Idaho, aux États-Unis, 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 les centrales de
la Société. 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 apporter des ajustements tenant
compte des effets de l'inflation :
•
•
•
tous les CAÉ relatifs aux installations hydroélectriques au Québec, à l'exception de Magpie, prévoient une hausse des
tarifs d'électricité selon l'IPC d'un minimum de 3 % et d'un maximum de 6 % par année;
le CAÉ relatif à la centrale hydroélectrique Magpie prévoit une hausse des tarifs d'électricité de 1 % 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;
•
•
•
•
tous les CAÉ relatifs aux centrales hydroélectriques en Colombie-Britannique, à l'exception des centrales Kwoiek Creek,
Brown Lake et Miller Creek, prévoient un ajustement annuel des tarifs d’électricité selon 50 % de l’IPC;
le CAÉ relatif à la centrale hydroélectrique Kwoiek Creek en Colombie-Britannique prévoit un ajustement annuel des
tarifs d'électricité selon 30 % 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;
tous les CAÉ relatifs aux parcs éoliens au Québec prévoient un ajustement annuel des tarifs d’électricité selon 20 %
environ de l’IPC.
Contrats d'achat d'électricité devant être renouvelés
Le CAÉ relatif à la centrale hydroélectrique St-Paulin de 8,0 MW arrivera à l'échéance de sa durée initiale de 20 ans en 2014;
la Société a envoyé un avis de renouvellement automatique à Hydro-Québec pour un nouveau terme de 20 ans. Des discussions
au sujet de ce renouvellement devraient avoir lieu avec Hydro-Québec au cours des prochains mois.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 19
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Résultats financiers
Produits
Charges opérationnels
Frais généraux et administratifs
Charges liées aux projets potentiels
BAIIA ajusté
Charges financières
Autres (produits) charges, montant net
Amortissements
Quote-part du résultat des coentreprises1
Profit net latent sur instruments financiers dérivés
Charge d'impôt
Bénéfice net (Perte nette)
Bénéfice net (Perte nette) attribuable aux :
Propriétaires de la société mère
Participations ne donnant pas le contrôle
Bénéfice net (Perte nette) par action - de base
Exercices clos le 31 décembre
2013
198 259 100,0 %
33 947
11 194
4 202
148 916
17,1 %
5,6 %
2,1 %
75,1 %
2012
(retraité)
176 655 100,0 %
28 850
9 601
4 412
133 792
16,3 %
5,4 %
2,5 %
75,7 %
65 158
(392)
69 160
(6 053)
(45 249)
20 861
45 431
48 170
(2 739)
45 431
0,43
62 038
15 566
63 765
(1 166)
(7 791)
6 763
(5 383)
1 405
(6 788)
(5 383)
(0,03)
1. Ces données tiennent compte de l'application de la norme IFRS 11, aux termes de laquelle Umbata Falls et Viger-Denonville sont traités
comme des coentreprises et les participations de la Société dans ces projets doivent être comptabilisées selon la méthode de la mise en
équivalence. Veuillez vous reporter aux rubriques « Modifications de méthodes comptables ayant une incidence sur les résultats » et
« Participations dans des coentreprises » pour obtenir plus d'information.
Produits
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, la Société a enregistré des produits de 198,3 M$, comparativement à 176,7 M$ en
2012, soit une augmentation de 12 % attribuable principalement à l'apport sur un exercice complet du parc solaire Stardale,
qui a été mis en service en mai 2012, et des centrales hydroélectriques Brown Lake et Miller Creek, qui ont été acquises en
octobre 2012, ainsi qu'à l'accroissement de la capacité au parc éolien Gros-Morne en novembre 2012 et à l'acquisition de la
centrale hydroélectrique Magpie en juillet 2013. Ces apports ont été partiellement contrebalancés par les niveaux de production
hydroélectrique inférieurs en Colombie-Britannique et aux États-Unis par rapport à l'année précédente.
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, d’impôts fonciers et de redevances. Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, la Société
a constaté des charges opérationnelles de 33,9 M$ (28,9 M$ en 2012). Cette augmentation de 18 % est attribuable
essentiellement au plus grand nombre d'installations exploitées par la Société en 2013 par rapport à 2012, par suite de l'ajout
du parc solaire Stardale, de l'accroissement de la capacité au parc éolien Gros-Morne et de l'acquisition des centrales
hydroélectriques Brown Lake, Miller Creek et Magpie. Des travaux d'entretien et de réparation plus importants dans un certain
nombre de centrales hydroélectriques et de parcs éoliens de la Société expliquent également l'augmentation des charges
opérationnelles. Ainsi, l'intégration graduelle des activités et des travaux d'entretien aux parcs éoliens de la Société à la suite
de l'expiration du contrat de cinq ans avec le fabricant d'équipement d'origine a donné lieu comme prévu à une légère
augmentation des charges opérationnelles pour ces installations. De plus, le total des droits d'utilisation de l'eau pour les
installations Fire Creek, Lamont Creek, Stokke Creek, Tipella Creek et Upper Stave River a augmenté de 1,6 M$. Cette
modification résulte d'une récente décision unilatérale du ministère des opérations relatives aux ressources naturelles de la
Colombie-Britannique d'appliquer des droits plus élevés basés sur la production amalgamée de ces centrales, plutôt que
d'appliquer des droits moindres pour chaque centrale basés sur sa production individuelle, comme elle avait l'habitude de le
faire. La Société a fait appel de cette décision devant la Commission d'appel de l'environnement.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 20
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Les frais généraux et administratifs sont constitués principalement de salaires et de frais de bureau. Pour l'exercice clos le
31 décembre 2013, ces frais ont totalisé 11,2 M$ (9,6 M$ en 2012). L'augmentation de 17 % reflète le plus grand nombre
d'installations exploitées par la Société, partiellement contrebalancé par une diminution des charges reclassées dans les coûts
de transaction.
Les charges liées aux Projets potentiels, qui comprennent les coûts liés au développement des Projets potentiels, découlent
du nombre de Projets potentiels que la Société décide de faire progresser et des ressources dont elle a besoin pour ce faire.
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, ces charges ont totalisé 4,2 M$ (4,4 M$ en 2012).
BAIIA ajusté
Le BAIIA ajusté, auquel la Société a recours comme indicateur de rendement clé pour évaluer ses résultats financiers, s'entend
des produits diminués des charges opérationnelles, des frais généraux et administratifs et des charges liées aux Projets
potentiels.
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, le BAIIA ajusté de la Société s'est établi à 148,9 M$, comparativement à 133,8 M$
pour la même période l'an dernier, soit une augmentation de 11 % attribuable principalement à l'apport sur un exercice complet
du parc solaire Stardale, qui a été mis en service en mai 2012, et des centrales hydroélectriques Brown Lake et Miller Creek,
qui ont été acquises en octobre 2012, ainsi qu'à l'accroissement de la capacité au parc éolien Gros-Morne en novembre 2012
et à l'acquisition de la centrale hydroélectrique Magpie en juillet 2013. Ces apports ont été partiellement contrebalancés par
le niveau de production inférieur à la PMLT, qui s'est traduit par une baisse des produits disponibles pour absorber les charges
opérationnelles et les frais généraux et administratifs, qui n'ont pas de lien direct avec les niveaux de production. Par conséquent.
la marge du BAIIA ajusté a diminué légèrement pour passer de 75,7 % en 2012 à 75,1 % en 2013.
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 et la charge de désactualisation des autres passifs. Pour l'exercice clos le
31 décembre 2013, les charges financières ont totalisé 65,2 M$ (62,0 M$ en 2012). Cette augmentation est principalement
attribuable à la hausse des charges d'intérêts sur le financement du projet Stardale suite à la mise en place du programme de
couverture des taux d'intérêt en septembre 2012, à l'ajout de la dette liée à la centrale Magpie acquise en juillet 2013 et à
l'accroissement des frais de financement et des charges d'intérêts se rapportant à la dette liée au projet Carleton conclue en
juin 2013. Cette augmentation a été partiellement contrebalancée par la diminution de l'amortissement des intérêts
compensatoires au titre de l'inflation sur les obligations à rendement réel en raison de l'inflation inférieure en 2013 par rapport
à 2012.
Au 31 décembre 2013, 98 % 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 (95 % au 31 décembre 2012). L'écart est attribuable
principalement à la diminution des prélèvements sur la facilité à terme de crédit rotatif par rapport au 31 décembre 2012, tandis
que les swaps visant à fixer les taux d'intérêt sur celle-ci ont connu une diminution plus lente.
Le taux d’intérêt global effectif de la dette et des débentures convertibles de la Société était de 5,46 % au 31 décembre 2013
(5,70 % au 31 décembre 2012). Cette diminution résulte de l'ajout du prêt pour Northwest Stave River, qui porte un taux d'intérêt
fixe peu élevé de 5,30 %, et de l'ajout de la dette liée au projet Magpie, qui porte un taux d'intérêt global de 4,33 %. Ces facteurs
sont partiellement contrebalancés par le taux d'intérêt global plus élevé pour le prêt de Stardale, soit 5,79 %, lequel est couvert
par un swap de taux d'intérêt depuis septembre 2012, et par le refinancement du prêt pour Carleton à un taux d'intérêt global
plus élevé de 5,41 % (contre 4,84 % auparavant) qui a été couvert par un swap de taux d'intérêt depuis novembre 2008.
Autres (produits) charges, montant net
Le montant net des autres (produits) charges comprend les coûts de transaction, les pertes réalisées sur instruments financiers
dérivés, les profits et pertes de change réalisés, les profits sur les contreparties conditionnelles, les pertes de valeur de prêts,
l'indemnisation reçue d'un entrepreneur, le règlement reçu de réclamations relativement à une acquisition et le montant net
des autres produits. Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, la Société a réalisé des autres produits d'un montant net de
0,4 M$ (autres charges d'un montant net de 15,6 M$ en 2012). La variation enregistrée pour l'exercice découle principalement
d'une perte nette réalisée moindre de 3,3 M$ liée au règlement des contrats à terme sur obligations de Northwest Stave River,
comparativement à une perte de 14,1 M$ liée aux contrats à terme sur obligations de Kwoiek Creek en 2012, de coûts de
transaction moindres de 0,6 M$ (2,8 M$ en 2012), du règlement reçu de réclamations de 2,0 M$ et d'une augmentation du
montant net des autres produits attribuable principalement aux produits d'intérêts sur le dépôt de 25,0 M$ lié à Hydroméga.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 21
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Amortissements
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, la dotation aux amortissements a totalisé 69,2 M$ (63,8 M$ en 2012). Cette
augmentation est attribuable principalement à l'accroissement des actifs découlant de l'ajout du parc solaire Stardale, aux
turbines supplémentaires installées au parc éolien Gros-Morne et à l'acquisition des centrales hydroélectriques Brown Lake,
Miller Creek et Magpie. La charge d'amortissement des immobilisations incorporelles a diminué pour l'exercice par suite d'une
modification des estimations comptables visant
incorporelles des centrales
hydroélectriques au Québec, qui reflète les droits de renouvellement des CAÉ correspondants pour des périodes de 20 à 25
ans. Pour un complément d'information au sujet des modifications des estimations comptables utilisées, veuillez vous reporter
à la rubrique « Modifications de méthodes comptables ».
l'amortissement des
immobilisations
Quote-part du résultat des coentreprises
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, la quote-part du résultat des coentreprises s'est établie à 6,1 M$ (1,2 M$ en 2012).
Cette augmentation est principalement attribuable à la hausse du BAIIA ajusté découlant des débits d'eau supérieurs à la
moyenne et des profits nets latents plus élevés sur instruments financiers dérivés pour la centrale hydroélectrique Umbata
Falls, ainsi qu'au BAIIA positif faisant suite au démarrage des activités et à un profit net réalisé (partiellement contrebalancé
par une perte latente) sur instruments financiers dérivés pour le parc éolien Viger-Denonville. Pour un complément d'information,
se reporter à la rubrique « Participations dans des coentreprises ».
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 (« 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 afin de gérer le risque lié à l'inflation. 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 trimestrielles des taux d’intérêt à long terme.
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, la Société a comptabilisé un profit net latent sur instruments financiers dérivés de
45,2 M$, en raison principalement de l'augmentation des taux d'intérêt de référence depuis la fin de 2012. Pour la période
correspondante de 2012, Innergex avait également comptabilisé un profit net latent sur instruments financiers dérivés de
7,8 M$, en raison surtout de l'augmentation des taux d'intérêt de référence depuis le 31 décembre 2011. Les pertes ou les
gains nets réalisés sur instruments financiers se trouvent dans « Autres (produits) charges, montant net » ci-dessus.
En août 2013, la Société a amorcé un programme de couverture afin de fixer le taux d'intérêt sur la dette future liée aux projets
Upper Lillooet River, Boulder Creek, Tretheway Creek et Big Silver Creek. En date du présent rapport de gestion,ce programme
était essentiellement complet et la Société avait conclu des instruments financiers dérivés totalisant 405,0 M$ pour les quatre
Projets en développement. À la clôture de chaque financement à long terme à taux fixe ou au moyen de swaps de taux d'intérêt,
la Société réglera les instruments financiers dérivés correspondants, ce qui donnera lieu à un profit ou une perte réalisé sur
instruments financiers dérivés. Ces profits ou pertes permettront de contrebalancer une augmentation ou une baisse du taux
d'intérêt sur la dette liée aux projets. Au 31 décembre 2013, les dérivés qui seront réglés à la clôture du financement avaient
une valeur de marché positive de 6,0 M$. De même, lors de la signature du CAÉ relatif au Projet en développement Mesgi'g
Ugju's'n, la Société et son partenaire comptent entreprendre un programme de couverture afin de fixer le taux d'intérêt sur la
dette future liée à ce projet.
Charge d'impôt
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, la Société a enregistré une charge d'impôt exigible de 2,6 M$ (2,0 M$ en 2012) et
une charge d'impôt différé de 18,2 M$ (4,8 M$ en 2012). L'écart au titre de la charge d'impôt différé pour l'exercice s'explique
principalement par l'augmentation du BAIIA ajusté, une variation nette positive du montant net des autres produits ou charges
et le profit net latent plus élevé sur instruments financiers dérivés, par rapport à la même période en 2012.
Participations ne donnant pas le contrôle
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, la Société a affecté des pertes de 2,7 M$ aux participations ne donnant pas le
contrôle (pertes de 6,8 M$ en 2012). Ces participations ne donnant pas le contrôle sont liées principalement aux six centrales
hydroélectriques de Harrison Hydro L.P. (les « Centrales en exploitation de Harrison », aux filiales de Creek Power Inc. et à la
centrale Kwoiek Creek. Veuillez vous reporter à la rubrique « Filiales non entièrement détenues » pour un complément
d'information. La perte nette inférieure est attribuable surtout à la comptabilisation de profits latents sur instruments financiers
dérivés plus élevés en 2013 et à une perte nette réalisée sur instruments financiers dérivés en 2012, partiellement
contrebalancées par la diminution du BAIIA ajusté des Centrales en exploitation de Harrison en raison des niveaux de production
inférieurs à la moyenne par rapport à la période correspondante en 2012.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 22
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Résultat net
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, la Société a enregistré un bénéfice net de 45,4 M$ (bénéfice net de base et dilué
de 0,43 $ par action), comparativement à une perte nette de 5,4 M$ (perte nette de base et diluée de 0,03 $ par action) en 2012.
Principaux éléments qui ont contribué au bénéfice net pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, comparativement
à une perte nette pour la période correspondante en 2012 :
Éléments principaux – Incidence positive
Variation Explications
BAIIA ajusté
15 124
En raison principalement de la mise en service de Stardale (mai
2012), de l'accroissement de la capacité à Gros-Morne (novembre
2012) et des acquisitions de Brown Lake et Miller Creek (octobre
2012) et Magpie (juillet 2013).
Profit net réalisé sur instruments
financiers dérivés
37 458
En raison d'une augmentation plus importante des taux d'intérêt de
référence en 2013 par rapport à 2012.
Autres produits (charges), montant net
15 958
Quote-part du résultat net des
coentreprises
4 887
En raison principalement d'une perte nette réalisée de 3,3 M$ sur le
règlement des contrats à terme sur obligations de Northwest Stave
River, comparativement à une perte nette réalisée de 14,1 M$ en
2012 sur le règlement des contrats à terme sur obligations de Kwoiek
Creek, d'une réduction de 2,2 M$ des coûts de transaction et d'un
règlement de réclamations de 2,0 M$ reçu en 2013.
En raison principalement du bénéfice d'exploitation plus élevé tiré de
la centrale Umbata Falls par suite de la production supérieure à la
PMLT et de profits latents et réalisés sur instruments financiers
dérivés supérieurs en 2013 par rapport à la même période l'an
dernier.
Éléments principaux - Incidence négative
Variation Explications
Amortissement des immobilisations
corporelles
6 072
En raison principalement de l'accroissement des actifs découlant de
l'ajout du Stardale, de turbines supplémentaires à Gros-Morne et des
acquisitions de Brown Lake, Miller Creek et Magpie.
Charges financières
3 120
En raison principalement des intérêts plus élevés sur le financement
de Stardale et de Carleton et de l'ajout des dettes de Magpie.
Charge d'impôt
14 098
En raison de la variation nette des éléments décrits ci-dessus.
Nombre d'actions en circulation
Nombre moyen pondéré d'actions en circulation (en milliers)
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires
Effet des éléments dilutifs sur les actions ordinaires1
Nombre moyen pondéré dilué d'actions ordinaires
Exercices clos le 31 décembre
2013
2012
94 694
86
94 780
86 557
151
86 708
1. Pendant l'exercice clos le 31 décembre 2013, 2 013 420 des 3 073 684 options d'actions (1 263 000 des 2 736 684 options d'actions au
31 décembre 2012) et 7 558 684 actions qui peuvent être émises à la conversion des débentures convertibles (7 558 684 au 31 décembre
2012) ont été exclues du calcul du nombre moyen pondéré dilué d'actions en circulation, le prix d'exercice étant supérieur au cours moyen
des actions ordinaires.
Au 31 décembre 2013, la Société avait un total de 95 654 911 actions ordinaires, 80 500 débentures convertibles, 3 400 000
Actions privilégiées de série A, 2 000 000 Actions privilégiées de série C et 3 073 684 options sur actions en circulation. 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.
En date du présent rapport de gestion, la Société avait un total de 95 860 979 actions ordinaires, 80 500 débentures convertibles,
3 400 000 Actions privilégiées de série A, 2 000 000 Actions privilégiées de série C et 3 073 684 options sur actions en circulation.
L'augmentation du nombre d'actions ordinaires depuis le 31 décembre 2013 est attribuable au Régime de réinvestissement
de dividendes (« RRD »).
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 23
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
LIQUIDITÉS ET RESSOURCES EN CAPITAL
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, la Société a généré des flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles
de 122,3 M$, comparativement à 60,9 M$ pour la même période en 2012. Au cours de cette période, la Société
a affecté des fonds liés aux activités de financement de 5,4 M$ et a affecté des fonds liés aux activités
d'investissement de 132,2 M$, aux fins principalement du paiement des travaux de construction pour trois projets
qui ont été achevés à la fin de l'année, des travaux de préconstruction ou de construction de cinq Projets en
développement et de l'acquisition de Magpie. Les décaissements provenant des activités de financement et
d'investissement sont attribuables principalement à l'utilisation des flux de trésorerie liés aux activités
opérationnelles et au financement préalable par la Société de ses dépenses en immobilisations au cours de
trimestres précédents. Au 31 décembre 2013, la Société détenait 34,3 M$ de trésorerie et d'équivalents de
trésorerie, comparativement à 49,5 M$ au 31 décembre 2012.
Flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, les flux de trésorerie provenant des activités opérationnelles ont totalisé 122,3 M$
(60,9 M$ en 2012). Cette augmentation est attribuable à une variation nette positive du bénéfice net liée principalement à une
hausse du BAIIA ajusté de 15,1 M$ et à une variation nette positive de 10,9 M$ de la perte réalisée sur instruments financiers
dérivés, à une variation nette positive de 2,3 M$ des distributions des coentreprises et à une variation nette positive de
29,7 M$ des éléments hors trésorerie du fonds de roulement opérationnel.
Flux de trésorerie liés aux activités de financement
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, les flux de trésorerie affectés aux activités de financement ont totalisé 5,4 M$ (flux
de trésorerie provenant des activités de financement de 312,9 M$ en 2012). Ce montant traduit principalement une augmentation
moins importante de la dette à long terme (augmentation de la dette à long terme de 186,6 M$ pour l'exercice clos le
31 décembre 2013, par rapport à une augmentation de 405,7 M$ pour la même période en 2012) et une diminution de
6,9 M$ des dividendes versés aux actionnaires ordinaires et privilégiés, ainsi que l'émission d'actions ordinaires et d'Actions
privilégiées de série C en 2012 pour un produit net de 162,9 M$. La diminution du montant total des dividendes versés aux
actionnaires ordinaires découle de la mise en oeuvre du régime de réinvestissement de dividendes en août 2012, tandis que
les dividendes versés aux actionnaires privilégiés ont augmenté par suite de l'émission des Actions privilégiées de série C en
décembre 2012.
Utilisation du produit de financement
Produit de l'émission de dettes à long terme
Produit net de l'émission d'actions ordinaires
Produit net de l'émission d'actions privilégiées
Produit de l'exercice d'options sur actions
Remboursement au titre de la dette à long terme
Paiement des frais de financement différés
Trésorerie acquise à l'acquisition d'entreprises
Acquisition d'entreprises
Liquidités et placements à court terme soumis à restriction
Prêts à des parties liées
Fonds nets prélevés des (investis dans les) réserves
Ajouts aux immobilisations corporelles
Ajouts aux immobilisations incorporelles
Ajouts aux frais de développement liés aux projets
Participations dans des coentreprises
Ajouts aux autres actifs non courants
Utilisation du produit du financement
(Diminution) Augmentation du fonds de roulement
Exercices clos le 31 décembre
2013
186 627
—
(353)
—
186 274
(145 321)
(3 066)
1 885
(28 577)
38 066
(6 798)
527
(103 680)
(27)
(27 799)
(2 923)
(2 962)
(280 675)
(94 401)
2012
(retraité)
405 657
114 571
48 350
507
569 085
(201 751)
(4 248)
—
(68 635)
(34 396)
(23 444)
(6 391)
(186 760)
(1 929)
(5 495)
(4 225)
(27 892)
(565 166)
3 919
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 24
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Au cours de l'exercice clos le 31 décembre 2013, la Société a emprunté 186,6 M$ et utilisé 94,4 M$ de son fonds de roulement
aux fins du paiement de la construction des projets Kwoiek Creek et Northwest Stave River, de la préconstruction et de la
construction des projets Upper Lillooet River, Boulder Creek, Tretheway Creek, du développement préalable à la construction
des projets Big Silver Creek et Mesgi'g Ugju's'n, de l'acquisition de la centrale hydroélectrique Magpie, d'un investissement en
capitaux propres dans Viger-Denonville, s.e.c., du remboursement des dettes à long terme et de la réduction des prélèvements
de la facilité à terme de crédit rotatif. Pendant la période correspondante de 2012, la Société avait emprunté 405,7 M$ et émis
114,6 M$ d'actions ordinaires et 48,4 M$ d'actions privilégiées pour la construction des projets Kwoiek Creek, Northwest Stave
River et Gros-Morne II, l'acquisition des centrales Brown Lake et Miller Creek et le versement d'un dépôt à Hydromega en vue
d'une acquisition, le remboursement de la dette à long terme de Glen Miller et un apport de 3,9 M$ à son fonds de roulement.
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement se sont élevés à
132,2 M$ (359,1 M$ en 2012). Pendant cette période, les ajouts aux immobilisations corporelles ont représenté un décaissement
de 103,7 M$ (décaissement de 186,8 M$ en 2012), les ajouts aux frais de développement liés aux projets ont représenté un
décaissement de 27,8 M$ (décaissement de 5,5 M$ en 2012), l'acquisition de Magpie a représenté un décaissement de
28,6 M$ (décaissement de 68,6 M$ en 2012 pour l'acquisition de Brown Lake et de Miller Creek), les ajouts aux actifs à long
terme ont représenté un décaissement de 3,0 M$ (décaissement de 27,9 M$ en 2012) et les investissements en capitaux
propres dans Viger-Denonville. s.e.c. ont représenté un décaissement net de 2,9 M$ (décaissement net de 4,2 M$ en 2012).
Ces éléments ont été partiellement contrebalancés par une diminution des liquidités et placements à court terme soumis à
restrictions correspondant à un encaissement de 38,1 M$ (décaissement de 34,4 M$ en 2012).
Trésorerie et équivalents de trésorerie
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, la trésorerie et les équivalents de trésorerie de la Société ont diminué de 15,2 M$
(augmentation de 14,6 M$ en 2012), soit le résultat net de ses activités opérationnelles, de financement et d'investissement.
Au 31 décembre 2013, la Société détenait 34,3 M$ de trésorerie et d'équivalents de trésorerie (49,5 M$ au 31 décembre 2012).
DIVIDENDES
Le tableau suivant présente les dividendes déclarés par la Société :
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires ($ par action)
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 privilégiées de série C
Dividendes déclarés sur les Actions privilégiées de série C ($ par action)1
Exercices clos le 31 décembre
2013
54 967
0,58
4 250
1,25
3 141
1,570425
2012
50 693
0,58
4 250
1,25
—
—
1. Le dividende initial était plus élevé pour tenir compte du dividende à payer depuis la date de clôture de l'émission des Actions privilégiées
de série C le 11 décembre 2012. Le dividende trimestriel régulier est de 0,359375 $.
Le tableau suivant présente les dividendes qui seront versés par la Société le 15 avril 2014 :
Date de
l'annonce
Date de
clôture des
registres
Date du
paiement
Dividendes par
action ordinaire ($)
Dividendes par Action
privilégiée de série A ($)
Dividendes par Action
privilégiée de série C ($)
25/02/2014
31/03/2014
15/04/2014
0,1500
0,3125
0,359375
Le 25 février 2014, le Conseil d'administration a augmenté de 0,58 $ à 0,60 $ par action ordinaire le dividende annuel que la
Société compte verser, payable trimestriellement.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 25
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
SITUATION FINANCIÈRE
Au 31 décembre 2013, l'actif total de la Société s'établissait à 2 377 M$, le passif total à 1 711 M$, y compris des
dettes à long terme de 1 340 M$, et les capitaux propres à 665,9 M$.
Également au 31 décembre 2013, le ratio du fonds de roulement de la Société s'établissait 1.18:1.00 (1.58:1.00 au
31 décembre 2012). Outre la trésorerie et les équivalents de trésorerie totalisant 34,3 M$, la Société détenait des
liquidités et des placements à court terme soumis à restrictions de 49,7 M$ et des comptes de réserve de 47,6 M$
à la fin de l'exercice.
Actif
Au 31 décembre 2013, l'actif total de la Société s'établissait à 2 377 M$ (2 296 M$ au 31 décembre 2012).
Principales variations du total de l'actif en 2013 :
•
une diminution nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie et des liquidités et placements à court terme soumis
à restrictions de 137,3 M$ au 31 décembre 2012 à 84,0 M$ au 31 décembre 2013, en raison principalement des montants
utilisés à mesure que les travaux de construction du projet Kwoiek Creek progressaient, tandis que les fonds avaient
été entièrement reçus en 2012 à la clôture du financement de ce projet, partiellement contrebalancée par l'ajout du prêt
pour Northwest Stave River et les prélèvements s'y rapportant;
• diminution des débiteurs de 50,1 M$ à 19,8 M$, comme il est expliqué à la rubrique « Fonds de roulement » ci-après;
•
une diminution des prêts consentis à des parties liées de 16,6 M$ en raison principalement d'une distribution de
23,4 M$ par les Centrales en exploitation de Harrison et d'une distribution semblable de 6,8 M$ entreprise au quatrième
trimestre de 2013;
une augmentation des immobilisations corporelles de 1 427 M$ à 1 583 M$, en raison principalement du transfert des
Projets en développement dont la construction a débutée et de l'acquisition de la centrale hydroélectrique Magpie,
partiellement contrebalancés par l'amortissement;
•
• augmentation des immobilisations incorporelles de 429,4 M$ à 466,1 M$, en raison principalement de l'acquisition de la
•
centrale hydroélectrique Magpie, contrebalancée par l'amortissement;
une diminution des frais de développement liés aux projets de 103,5 M$ à 81,6 M$, en raison principalement du transfert
des projets Upper Lillooet River, Boulder Creek et Tretheway Creek aux immobilisations corporelles ou aux
immobilisations incorporelles au début des activités de construction, partiellement contrebalancés par les activités de
préconstruction liées aux projets Big Silver Creek et Mesgi'g Ugju's'n.
Fonds de roulement
Au 31 décembre 2013, le fonds de roulement était positif de 19,1 M$ pour un ratio du fonds de roulement de 1,18:1,00.
Au 31 décembre 2012, le fonds de roulement était positif de 80,9 M$ pour un ratio du fonds de roulement de 1,58:1,00. La
diminution du ratio du fonds de roulement pendant cette période est attribuable aux baisses des liquidités et des placements à
court terme soumis à restrictions, des débiteurs et des prêts aux parties liées et à une augmentation des créditeurs, éléments
qui sont expliqués séparément plus loin. Ces éléments ont été contrebalancés partiellement par le reclassement du prêt pour
Carleton dans la dette à long terme par suite de son refinancement en juin 2013; depuis novembre 2012, le montant total du prêt
avait été comptabilisé dans la tranche à court terme de la dette à long terme compte tenu de son arrivée à échéance initiale de
novembre 2013.
Compte tenu de ces ratios, la Société estime que son fonds de roulement actuel est suffisant pour combler ses besoins. La
Société peut également utiliser sa facilité à terme de crédit rotatif de 425,0 M$ au besoin. Au 31 décembre 2013, la Société avait
prélevé 13,9 M$ US et 170,5 M$ à titre d'avances de fonds et 30,3 M$ avaient été affectés à l'émission de lettres de crédit.
Les liquidités et placements à court terme soumis à restrictions sont liés aux Centrales en exploitation de Harrison, au prêt pour
Kwoiek Creek et au prêt pour Northwest Stave River. Au 31 décembre 2013, les liquidités et placements à court terme soumis
à restrictions s'élevaient à 49,7 M$, dont une tranche de 6,7 M$ était liée aux Centrales en exploitation de Harrison, une tranche
de 31,5 M$ était liée au prêt pour Kwoiek Creek et une tranche de 11,6 M$ au prêt pour Northwest Stave River (87,8 M$ au
31 décembre 2012, dont une tranche de 6,6 M$ était liée aux Centrales en exploitation de Harrison et une autre de 81,2 M$ au
prêt pour Kwoiek Creek). La diminution découle principalement des montants utilisés à mesure que les travaux de construction
du projet Kwoiek Creek progressaient, partiellement contrebalancée par l'ajout du prêt pour Northwest Stave River.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 26
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Les débiteurs ont diminué pour passer de 50,1 M$ au 31 décembre 2012 à 19,8 M$ au 31 décembre 2013. La diminution découle
principalement du recouvrement de 8,6 M$ en taxes à la consommation à recevoir et d'un montant de 15,3 M$ à recevoir d'Hydro-
Québec pour la sous-station de Gros-Morne, ainsi que de la diminution de 3,7 M$ des créances commerciales.
Les prêts aux parties liées ont diminué pour passer de 23,4 M$ au 31 décembre 2012 à 6,8 M$ au 31 décembre 2013, les
Centrales en exploitation de Harrison ayant complété une distribution qui s'est traduite par une baisse de 23,4 M$ des prêts aux
parties liées et par une diminution correspondante des participations ne donnant pas le contrôle, sans incidence sur le bénéfice
net ou les flux de trésorerie. Au quatrième trimestre, les Centrales en exploitation de Harrison ont amorcé une autre distribution
qui s'est traduite par une augmentation de 6,8 M$ des prêts aux parties liées et par une diminution correspondante des liquidités,
qui représente un décaissement du même montant. Les prêts ont été remboursés le 1er janvier 2014 au moment de la déclaration
de la distribution.
Les créditeurs et charges à payer ont augmenté pour passer de 41,3 M$ au 31 décembre 2012 à 48,3 M$ au 31 décembre 2013,
en raison principalement des créditeurs liés à la construction des centrales Kwoiek Creek et Northwest Stave River.
Les instruments financiers dérivés compris dans le passif courant ont diminué pour passer de 17,2 M$ au 31 décembre 2012 à
12,9 M$ au 31 décembre 2013, en raison principalement du règlement des contrats à terme sur obligations pour Northwest Stave
River.
La tranche à court terme de la dette à long terme a trait aux versements exigibles en deçà d'un an sur les prêts à terme et
obligations des Installations en exploitation. La diminution de 63,9 M$ au 31 décembre 2012 à 26,6 M$ au 31 décembre 2013
est attribuable principalement au refinancement du prêt pour Carleton en juin 2013 et au reclassement du solde du prêt dans la
dette à long terme.
Comptes de réserve
Réserve pour l'énergie hydrologique/éolienne
Réserve pour travaux d'entretien majeurs
Total
31 décembre 2013
31 décembre 2012
(retraité)
43 972
3 590
47 562
45 291
2 325
47 616
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 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 1 583 M$ au
31 décembre 2013, comparativement à 1 427 M$ au 31 décembre 2012. Cette augmentation découle principalement de
l'acquisition de la centrale hydroélectrique Magpie, de la construction des centrales hydroélectriques Kwoiek Creek et Northwest
Stave River et du transfert des projets Upper Lillooet River, Boulder Creek et Tretheway Creek actuellement en construction; ces
facteurs sont partiellement contrebalancés par l’amortissement.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 27
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Immobilisations incorporelles
Les immobilisations incorporelles comprennent différents CAÉ, permis et licences. Elles incluent aussi les garanties prolongées
des turbines des parcs éoliens Montagne Sèche et Gros-Morne. La Société possédait des immobilisations incorporelles de
466,1 M$ au 31 décembre 2013, soit une augmentation de 36,7 M$ par rapport à 429,4 M$ au 31 décembre 2012 qui découle
de l'ajout d'immobilisations incorporelles de 30,4 M$ liées à l'acquisition de Magpie et d'immobilisations incorporelles de
14,7 M$ découlant de l'ajustement subséquent des acquisitions de Brown Lake et Miller Creek, partiellement contrebalancé par
l'amortissement.
En outre, la Société a modifié les estimations comptables applicables à l'amortissement des immobilisations incorporelles des
centrales hydroélectriques au Québec afin de tenir compte des droits de renouvellement des CAÉ correspondants pour des
périodes de 20 à 25 ans. Pour un complément d'information au sujet des modifications des méthodes comptables utilisées,
veuillez vous reporter à la rubrique « Modifications de méthodes comptables ».
À l'exception de 4,4 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 quatre à 69 ans à compter de la mise en service 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 dans 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 2013, les
frais de développement liés aux projets de la Société se chiffraient à 81,6 M$ (103,5 M$ au 31 décembre 2012). Cette diminution
est attribuable au transfert des projets Upper Lillooet River, Boulder Creek et Tretheway Creek aux immobilisations corporelles
ou aux immobilisations incorporelles au début des activités de construction, partiellement contrebalancés par les charges
engagées pour les Projets en développement Big Silver Creek et Mesgi'g Ugju's'n.
Participations dans des coentreprises
Les participations dans des coentreprises représentent la quote-part de la Société dans les coentreprises comptabilisées selon
la méthode de la mise en équivalence. Au 31 décembre 2013, la Société avait des participations de 24,6 M$ dans des coentreprises
(18,9 M$ au 31 décembre 2012). Cette augmentation de 5,7 M$ tient compte de la comptabilisation du bénéfice net au niveau
des coentreprises pendant l'exercice et d'un investissement net en capitaux propres de 2,9 M$ dans Viger-Denonville, s.e.c.
Passif et capitaux propres
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. La Société ne détient ni n’émet de Dérivés à des fins de spéculation et n’utilise pas la comptabilité
de couverture pour ses Dérivés.
Les swaps de taux d'intérêt permettent à la Société d'éliminer le risque d’une hausse des taux d’intérêt variables sur la dette
réelle, qui s'établissait à 487,3 M$ au 31 décembre 2013. En outre, Umbata Falls, L.P. avait des swaps de l'ordre de 46,7 M$
qui visent à couvrir la totalité du prêt pour Umbata Falls et Viger-Denonville, s.e.c. avait un swap de 58,5 M$ pour couvrir 95 %
du prêt pour Viger-Denonville. Par conséquent, au 31 décembre 2013, les swaps de taux d’intérêt liés à l’encours des dettes,
combinés aux emprunts à taux fixe de 819,7 M$ et au montant de 79,8 M$ au titre des débentures convertibles, signifient que
98 % de l'encours de la dette de la Société (y compris celui des coentreprises) est protégé contre les hausses de taux d'intérêt.
En outre, les contrats à terme sur obligations permettent à la Société d'éliminer le risque de hausses des taux d'intérêt sur la
dette à long terme prévue pour la réalisation de ses Projets en développement. En date du présent rapport de gestion, la Société
avait conclu des contrats à terme sur obligations totalisant 405,0 M$ (340,0 M$ au 31 décembre 2013) pour les projets Upper
Lillooet River, Boulder Creek, Tretheway Creek et Big Silver Creek. À la clôture de chaque financement à long terme à taux fixe
ou au moyen de swaps de taux d'intérêt, la Société réglera les instruments financiers dérivés correspondants, ce qui donnera
lieu à un profit ou une perte réalisé sur instruments financiers dérivés. Ces profits ou pertes serviront à contrebalancer un taux
d'intérêt supérieur ou inférieur sur la dette au niveau des projets. Au 31 décembre 2013, les Dérivés qui seront réglés à la clôture
du financement avaient une valeur de marché positive de 6,0 M$.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 28
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Instruments financiers dérivés en circulation
Échéance
Option de
résiliation
anticipée
31 décembre
2013
31 décembre
2012
(retraité)
Contrats à terme sur obligations aux taux de 3,04 % à 3,27 %
(1,93 % à 2,38 % en 2012)
Swaps de taux d’intérêt aux taux de 3,96 % à 4,09 %
Swap de taux d’intérêt au taux de 4,27 %
Swaps de taux d’intérêt aux taux de 4,27 % à 4,41 %
Swaps de taux d’intérêt aux taux de 2,94 % à 4,83 %, amorti
Swaps de taux d’intérêt aux taux de 3,35 % à 3,60 %, amorti
Swap de taux d’intérêt au taux de 3,74 %, amorti
Swap de taux d’intérêt au taux de 4,22 %, amorti
Swap de taux d’intérêt au taux de 4,25 %, amorti
Swap de taux d’intérêt au taux de 4,61 %, amorti
Swap de taux d’intérêt au taux de 2,85 %, amorti
2014
2015
2016
2018
2026
2027
2030
2030
2031
2035
2041
Aucune
Aucune
Aucune
Aucune
Aucune
Aucune
Aucune
2016
2016
2025
2016
340 000
15 000
3 000
82 600
52 539
39 807
97 723
28 803
45 417
102 818
19 591
827 298
40 000
15 000
3 000
82 600
43 514
42 792
101 780
30 021
47 323
105 031
19 853
530 914
Les Dérivés avaient une valeur négative nette de 31,0 M$ au 31 décembre 2013 (valeur négative de 78,0 M$ au 31 décembre
2012). Cette variation favorable est principalement attribuable à une augmentation des taux d'intérêt de référence depuis la fin
de 2012. L'incidence estimée d'une hausse de 0,1 % des taux d'intérêt correspondrait à une diminution de 10,3 M$ du passif lié
aux dérivés sur taux d'intérêt. En revanche, une diminution de 0,1 % des taux d'intérêt correspondrait à une augmentation de
10,5 M$ du passif lié aux dérivés sur taux d'intérêt. Ces chiffres ne tiennent pas compte de l'incidence des dérivés utilisés pour
couvrir les emprunts des coentreprises de la Société. Pour obtenir plus d'information sur l'incidence des dérivés utilisés dans les
coentreprises de la Société, veuillez vous reporter à la rubrique « Participations dans des coentreprises ».
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 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 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.
Au 31 décembre 2013, tous les contrats à terme sur obligations et les swaps de taux d'intérêt étaient comptabilisés au passif et
des primes de crédit de 0,33 % à 2,21 % ont été ajoutées aux taux d'actualisation. La plupart des contrats à terme sur obligations
ont été comptabilisés à l'actif et aucune prime de crédit n'a été ajoutée. 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 2013, la juste valeur marchande des instruments financiers dérivés relatifs à certains CAÉ conclus avec Hydro-
Québec était positive à 6,6 M$ (8,4 M$ au 31 décembre 2012). Ces instruments représentent la valeur attribuée aux clauses
d’inflation minimum de 3 % par année incluses dans ces contrats.
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 garantis et qui seront utilisés pour financer les projets actuellement en construction de la Société ou des Projets en
développement pour lesquels la construction est terminée, mais dont certains coûts n’ont pas encore été payés. Au
31 décembre 2013, la Société avait des charges à payer de 9,9 M$ liées à l'acquisition d'actifs à long terme (12,9 M$ au
31 décembre 2012). Cette diminution découle principalement des paiements effectués relativement au projet Northwest Stave
River, partiellement contrebalancés par les coûts de développement et de construction engagés pour les projets Upper Lillooet
River, Boulder Creek, Tretheway Creek et Big Silver Creek.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 29
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Dette à long terme
Au 31 décembre 2013, la dette à long terme s'établissait à 1 340 M$ (1 231 M$ au 31 décembre 2012). Cette augmentation de
109,7 M$ découle principalement de l'ajout du financement de 72,0 M$ pour le projet hydroélectrique Northwest Stave River, du
produit plus élevé de 11,6 M$ tiré du refinancement du parc éolien Carleton et de l'ajout des dettes de 66,0 M$ de Magpie, qui
ont été contrebalancés par une diminution nette des prélèvements sur la facilité à terme de crédit rotatif de 19,3 M$ et des
remboursements de la dette à long terme prévus de 26,5 M$. Les dettes de Magpie se composent d'un montant de 57,7 M$ au
titre du financement de projet, d'une débenture convertible de 5,5 M$ et d'une débenture ne portant pas intérêt de 1,4 M$
remboursable au cours des cinq prochaines années. Ces montants tiennent compte de leur ajustement à la juste valeur marchande
lors de la consolidation de Magpie.
Encours de la dette à long terme
Taux d'intérêt
effectif global
Avances au taux préférentiel
Acceptations bancaires
Avances au taux LIBOR, 13 900 $ US
Facilité à terme de crédit rotatif
Prêts à terme
Fitzsimmons Creek, taux variable
Hydro-Windsor, taux fixe
Montagne-Sèche, taux variable
Magpie, taux fixe
Magpie, ne portant pas intérêt
Rutherford Creek, taux fixe
Ashlu Creek, taux variable
Magpie, taux fixe
L’Anse-à-Valleau, taux variable
Carleton, taux variable
Stardale, taux variable
Magpie, taux fixe
Kwoiek Creek, emprunt à terme subordonné, taux fixe
Kwoiek Creek, taux fixe
Northwest Stave River, taux fixe
Autres emprunts assortis d'échéances et de taux
d'intérêt divers
Obligations
Centrales en exploitation de Harrison, rendement réel
Centrales en exploitation de Harrison, taux fixe
Centrales en exploitation de Harrison, rendement réel
Frais de financement différé
Dette liée aux projets
Total de la dette à long terme
Tranche de la dette échéant à moins d'un an
Tranche de la dette échéant à plus d'un an
Exercices clos le 31 décembre
Échéance Note
2013
2018
2018
2018
2016
2016
2016
2017
2017
2024
2025
2025
2026
2027
2030
2031
2054
2053
2053
i)
ii)
iii)
iv)
v)
vi)
vii)
viii)
ix)
x)
xi)
xii)
xiii)
xiv)
xv)
xvi)
20
170 480
14 784
185 284
21 791
3 186
28 803
1 156
1 399
45 757
98 822
5 497
41 188
51 712
106 220
56 566
3 662
168 500
71 972
2012
(retraité)
20
189 780
13 829
203 629
22 133
4 145
30 021
—
—
48 634
100 810
—
43 515
43 412
110 630
—
150
168 500
—
5,29%
4,10%
8,25%
6,72%
2,33%
5,30%
6,88%
6,14%
6,16%
5,93%
5,41%
5,79%
4,37%
14,00%
5,08%
5,30%
2014-2017
116
222
3,97%
6,61%
5,04%
2049
2049
2049
xvii)
xviii)
xix)
223 049
211 681
27 031
225 137
213 738
26 760
(13 025)
1 155 083
(10 728)
1 027 079
1 340 367
(26 649)
1 313 718
1 230 708
(63 926)
1 166 782
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 30
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Notes explicatives :
i) Une facilité à terme de crédit rotatif de 425,0 M$, garantie par une hypothèque de premier rang portant sur certains
éléments d’actif d’Innergex et par diverses sûretés fournies par certaines de ses filiales. La facilité viendra à échéance en
2018 et elle n’est pas amortie. Les avances accordées en vertu de cette facilité prennent la forme d’acceptations bancaires,
d’avances au taux préférentiel, d’avances au taux de base aux États-Unis, d’avances au taux LIBOR ou de lettres de crédit.
Quelle que soit la forme prise par les avances, l’intérêt est fonction du taux de référence en vigueur, majoré d’une marge
établie en fonction du ratio dette de premier rang consolidée ajustée / BAIIA ajusté d’Innergex. Au 31 décembre 2013, un
montant de 185,3 M$ était exigible en vertu de cette facilité et un montant de 30,3 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 209,4 M$. La valeur comptable
des actifs de la Société et des filiales donnés en garantie aux termes de cette facilité totalisent 694,5 M$ environ. Au
31 décembre 2013, le taux d’intérêt global était de 5,29 % après comptabilisation des swaps de taux d’intérêt;
ii) un prêt à terme sans recours de cinq ans échéant en 2016 garanti par la centrale hydroélectrique Fitzsimmons Creek. Les
remboursements de capital mensuels sont variables, compte tenu d'une période d’amortissement de 30 ans, et sont fixés
à 278 $ pour 2014. Le prêt porte intérêt au taux des acceptations bancaires majoré d’une marge applicable. Au
31 décembre 2013, le taux d’intérêt effectif global était de 4,10 % après comptabilisation des swaps de taux d’intérêt;
iii) un prêt à terme sans recours de 20 ans 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 $. Les remboursements
de capital sont fixés à 960 $ pour 2014. Le prêt porte intérêt à un taux fixe effectif de 8,25 %;
iv) un prêt à terme sans recours de quatre ans garanti par la participation de 38 % de la Société dans le parc éolien Montagne
Sèche et venant à échéance en 2016. Les remboursements de capital trimestriels ont débuté le 31 mars 2012; ils sont
variables, compte tenu d'une période d'amortissement de 18,5 ans, et sont fixés à 1,3 M$ pour 2014. Le prêt porte intérêt
au taux des acceptations bancaires majoré d’une marge applicable. Au 31 décembre 2013, le taux d’intérêt effectif global
était de 6,72 % après comptabilisation du swap de taux d’intérêt;
v) un prêt-relais de 1,2 M$ venant à échéance en 2017 pris en charge dans le cadre de l'acquisition de la centrale hydroélectrique
Magpie. Le prêt est remboursable par des versements combinés mensuels de capital et d'intérêts de 27 $. Les
remboursements de capital sont fixés à 271 $ pour 2014. Le prêt a été comptabilisé à sa juste valeur de marché de
1,3 M$ à la date de l'acquisition de Magpie et porte intérêt à un taux fixe effectif de 2,33 %;
vi) une débenture de 2,0 M$ venant à échéance le 31 décembre 2017 prise en charge dans le cadre de l'acquisition de la
centrale hydroélectrique Magpie. La débenture ne porte pas intérêt et est remboursement par versements annuels de 400 $.
Elle a été comptabilisée à sa juste valeur de marché de 1,8 M$ à la date de l'acquisition de Magpie et porte intérêt à un taux
effectif de 5,30 %;
vii) un prêt sans recours de 20 ans 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 $. Les
remboursements de capital sont fixés à 3,1 M$ pour 2014. Le prêt porte intérêt à un taux fixe de 6,88 %;
viii) un prêt à terme sans recours de 15 ans échéant en 2025 et garanti par la centrale hydroélectrique Ashlu Creek. Les
remboursements trimestriels de capital sont variables, compte tenu d'une période d‘amortissement de 25 ans, et sont fixés
à 2,4 M$ pour 2014. Le prêt porte intérêt au taux des acceptations bancaires ou au taux préférentiel majoré d’une marge
applicable. Au 31 décembre 2013, le taux d’intérêt effectif global était de 6,14 % après comptabilisation des swaps de taux
d’intérêt;
ix) une débenture convertible de 3,0 M$ venant à échéance en 2025 prise en charge dans le cadre de l'acquisition de la centrale
hydroélectrique Magpie. La débenture convertible a été comptabilisée à sa juste valeur de marché de 5,5 M$ à la date de
l'acquisition de Magpie à un taux effectif de 6,16 %. Elle confère à la Municipalité régionale de comté de Minganie une
participation de 30 % à la conversion de la débenture au plus tard le 1er janvier 2025;
x) un prêt à terme sans recours de 18,5 ans 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 variables, compte tenu d'une période
d’amortissement de 18,5 ans, et sont fixés à 2,5 M$ pour 2014. Le prêt porte intérêt au taux des acceptations bancaires
majoré d’une marge de crédit applicable. Au 31 décembre 2013, le taux d’intérêt global était de 5,93 % après comptabilisation
du swap de taux d’intérêt;
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 31
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
xi) un prêt à terme sans recours de 14 ans obtenu le 26 juin 2013 et venant à échéance en 2027, en vue du refinancement de
la participation de 38 % de la Société dans le parc éolien Carleton. Les remboursements de capital trimestriels sont variables,
compte tenu d'une période d’amortissement de 14 ans ans à compter du 26 juin 2013, et sont fixés à 2,7 M$ pour 2014. Le
prêt porte intérêt au taux des acceptations bancaires majoré d’une marge applicable. Au 31 décembre 2013, le taux d’intérêt
effectif global était de 5,41 % après comptabilisation des swaps de taux d’intérêt;
xii) un prêt à terme sans recours de 18 ans venant à échéance en 2030 et garanti par le parc solaire Stardale. Les remboursements
de capital trimestriels sont variables, compte tenu d'une période d’amortissement de 18 ans, et sont fixés à 4,6 M$ pour
2014. Le prêt porte intérêt au taux des acceptations bancaires majoré d’une marge de crédit applicable. Au 31 décembre
2013, le taux d’intérêt effectif global était de 5,79 %;
xiii) un prêt à terme sans recours de 49,3 M$ venant à échéance en 2031 pris en charge dans le cadre de l'acquisition de la
centrale hydroélectrique Magpie. Le prêt est remboursable par des versements combinés mensuels de capital et d'intérêts
totalisant 379 $. Les remboursements de capital sont fixés à 1,5 M$ pour 2014. Le prêt a été comptabilisé à sa juste valeur
de marché de 57,4 M$ à la date de l'acquisition de Magpie et porte intérêt à un taux fixe effectif de 4,37 %;
xiv) 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 55,5 M$ au
31 décembre 2013. Ces prêts portent intérêt à un taux de 14,0 %;
xv) un prêt à terme pour la construction sans recours de 168,5 M$ pour le projet hydroélectrique Kwoiek Creek, dont un montant
de 154,0 M$ avait été utilisé au 31 décembre 2013 pour payer les coûts du projet, le solde étant détenu sous forme de
liquidités soumises à restrictions pour payer les coûts futurs. Le prêt 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 du projet et sera amorti sur une période de 36 ans trois ans plus
tard;
xvi) un prêt à terme pour la construction sans recours de 72,0 M$ pour le projet hydroélectrique Northwest Stave River, dont
un montant de 67,5 M$ avait été utilisé au 31 décembre 2013 pour payer les coûts du projet, le solde étant détenu sous
forme de liquidités soumises à restrictions pour payer les coûts futurs. Le prêt porte intérêt à un taux fixe de 5,30 %. Il sera
converti en un prêt à terme de 40 ans après la mise en service du projet et sera amorti sur une période de 35 ans à compter
de la sixième année;
xvii) 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 5,8 M$, avant
un ajustement selon l’IPC (6,4 M$ après l'ajustement selon l'IPC en 2013). Le 1er décembre 2031, le montant du paiement
diminue à 4,5 M$, avant un ajustement selon l’IPC. Les remboursements de capital sont fixés à 5,2 M$ pour 2014. 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 2013, le taux d’intérêt
effectif global était de 3,97 %;
xviii) 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 8,1 M$. Le
1er septembre 2031, le montant du paiement diminue à 6,7 M$. Les remboursements de capital sont fixés à 2,9 M$ pour
2014. L’obligation porte intérêt à un taux fixe effectif de 6,61 %;
xix) 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 xvii) et xviii). Les paiements d'intérêts trimestriels s'établissent à 291 $,
avant un ajustement selon l'IPC (321 $ après l'ajustement selon l'IPC en 2013). Les remboursements de capital ne
commencent que le 1er juin 2017, date à laquelle les versements combinés trimestriels de capital et d'intérêts s'établiront à
389 $, avant l'IPC. L’obligation porte intérêt à un taux fixe ajusté selon un ratio d’inflation ainsi qu’un intérêt compensatoire
au titre de l’inflation. Les deux ajustements en fonction de l’inflation sont fondés sur l’IPC, non désaisonnalisé. Au 31 décembre
2013, le taux d’intérêt effectif global était de 5.04 %.
Depuis le début de l’exercice 2013, la Société et ses filiales ont respecté toutes les conditions financières et non financières
relativement à leurs conventions de crédit, actes de fiducie-sûreté et CAÉ. Si elles n’étaient pas respectées, certaines conditions
financières et non financières stipulées dans les conventions de crédit, actes de fiducie-sûreté ou CAÉ conclus par plusieurs
filiales de la Société pourraient limiter la capacité de virer des fonds de ces filiales à la Société. Ces restrictions pourraient avoir
une incidence défavorable sur la capacité de la Société d’honorer ses obligations.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 32
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Débentures convertibles
Le 16 mars 2010, la Société a émis les Débentures convertibles représentant un notionnel total de 80,5 M$. Au 31 décembre 2013,
la composante passif des débentures convertibles s’établissait à 79,8 M$ et la composante capitaux propres à 1,3 M$
(79,7 M$ et 1,3 M$ respectivement au 31 décembre 2012).
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.
Autres éléments de passif
Les autres éléments de passif, y compris les montants présentés dans le passif courant, sont constitués des contreparties
conditionnelles et des obligations liées à la mise hors service d'immobilisations associées aux parcs éoliens et solaires de la
Société. Au 31 décembre 2013, les autres éléments de passif de la Société s'établissaient à 10,9 M$ (8,9 M$ au
31 décembre 2012). L'augmentation de 2,1 M$ est principalement attribuable à l'ajout d'une contrepartie conditionnelle de la
Municipalité régionale de comté de Minganie jusqu'à ce que la débenture convertible émise par la Société en commandite Magpie
soit convertie. Lors de la conversion, la Municipalité régionale de comté de Minganie aura droit à une participation de 30 % dans
la Société en commandite Magpie
Impôt différé
L’incidence fiscale des écarts temporaires peut mener à des actifs ou passifs d’impôt différé. Au 31 décembre 2013, le passif net
d'impôt différé de la Société se chiffrait à 161,9 M$ (133,4 M$ au 31 décembre 2012).
Capitaux propres
Au 31 décembre 2013, les capitaux propres de la Société totalisaient 665,9 M$, y compris des participations ne donnant pas
le contrôle de 81,4 M$, comparativement à 687,9 M$, y compris des participations ne donnant pas le contrôle de 107,6 M$, au
31 décembre 2012. La diminution du total des capitaux propres découle essentiellement de la baisse de 23,4 M$ des participations
ne donnant pas le contrôle par suite de la distribution faite par les Centrales en exploitation de Harrison, partiellement
contrebalancée par une augmentation de 18,1 M$ découlant de l'émission de 2,0 millions d'actions ordinaires dans le cadre du
RRD de la Société. De plus, l'augmentation des capitaux propres découlant de la comptabilisation du bénéfice net de 45,4 M$
a été contrebalancée par une baisse attribuable aux dividendes déclarés sur les actions ordinaires et privilégiées de 62,4 M$.
Des résolutions spéciales ont été adoptées le 14 mai 2013 visant l’approbation de la réduction du solde légal du compte de
capital déclaré maintenu à l’égard des actions ordinaires de la Société, sans qu’aucun paiement ou distribution ne soit versé aux
actionnaires, Cela a donné lieu à une diminution de 128,2 M$ du compte de capital des actionnaires et à une augmentation
correspondante de 128,2 M$ du surplus d’apport découlant de la réduction du capital sur les actions ordinaires.
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-4 (élevée) par DBRS (notation non sollicitée)
.
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.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 33
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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.
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-4 (élevée) par DBRS (notation non sollicitée).
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.
Arrangements hors bilan
Au 31 décembre 2013, la Société avait émis des lettres de crédit pour un montant total de 42,7 M$ afin de s’acquitter de ses
obligations au titre des divers CAÉ et d’autres ententes. De ce montant, 30,3 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 12,2 M$ en vue de soutenir la construction du parc éolien Gros-Morne et la
performance de la centrale hydroélectrique Brown Lake.
Obligations contractuelles
Au 31 décembre 2013
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
Total
Moins d'un an
1 à 3 ans
4 à 5 ans
Par la suite
1 486 242
28 061
104 740
330 360
1 023 081
1 042 688
19 316
140 347
2 688 593
69 988
1 801
48 440
148 290
133 477
3 123
46 300
287 640
117 260
2 469
3 888
453 977
721 963
11 923
41 719
1 798 686
1. Les obligations d’achat proviennent principalement de contrats d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction.
Éventualités
Une acquisition réalisée en 2011 prévoit le paiement potentiel de sommes supplémentaires aux vendeurs sur une période qui
commence à la date d’acquisition et se termine au quarantième anniversaire du début de l'exploitation commerciale du dernier
projet en cours de développement (ou le 4 avril 2061 si cette date est antérieure). 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 cette acquisition ne peut être supérieur à la valeur actualisée de 35 000 $
à la date d’acquisition.
Dans le cadre d’une autre acquisition, 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 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.
Dans le cadre de l'acquisition de Magpie, la Société a repris l'obligation de payer une contrepartie conditionnelle à la Municipalité
Régionale de Comté de Minganie jusqu'à ce que la débenture convertible émise par Magpie s.e.c. soit convertie. À la suite de
la conversion, la Municipalité Régionale de Comté de Minganie aura droit à une participation de 30 % dans la Société en
commandite Magpie.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 34
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
FLUX DE TRÉSORERIE DISPONIBLES ET RATIO DE DISTRIBUTION
Flux de trésorerie disponibles
Pour évaluer ses résultats opérationnels, la Société utilise comme indicateur de rendement clé la trésorerie disponible aux fins
de distribution aux actionnaires ordinaires et de réinvestissement pour financer sa croissance. Les Flux de trésorerie disponibles
ne sont pas une mesure reconnue selon les IFRS; la Société les calcule comme étant les flux de trésorerie liés aux activités
opérationnelles avant les variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement opérationnel, moins les dépenses en
immobilisations liées à l’entretien nettes des produits de cession, les remboursements prévus de capital sur la dette et les
dividendes déclarés sur actions privilégiées. Elle soustrait également la portion des Flux de trésorerie disponibles attribuée
aux participations ne donnant pas le contrôle, qu'une distribution réelle soit faite ou non aux participations ne donnant pas le
contrôle, afin de tenir compte du fait que cette distribution peut ne pas avoir lieu dans l'année au cours de laquelle les Flux de
trésorerie disponibles sont générés. La Société tient compte d'autres éléments qui correspondent aux entrées ou aux sorties
de trésorerie non représentatives de sa capacité de génération de trésorerie à long terme. Ces ajustements comprennent la
réintégration des coûts de transaction liés aux acquisitions réalisées (financés au moment de l'acquisition), la réintégration
d'un montant reçu par les Centrales en exploitation de Harrison au titre des services de transmission devant être fournis à la
centrale Northwest Stave River, et la réintégration des pertes réalisées ou la déduction des profits réalisés sur les instruments
financiers dérivés utilisés pour couvrir le taux d'intérêt sur la dette liée aux projets avant que cette dette ne soit contractée.
Flux de trésorerie disponibles et calcul du ratio de distribution
Flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles
(Déduire) Ajouter les éléments suivants :
Variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement opérationnel
Dépenses en immobilisations liées à l'entretien, nettes des produits de cession
Remboursements prévus du capital sur la dette
Flux de trésorerie disponibles attribués aux participations ne donnant pas le
contrôle1
Dividendes déclarés sur actions privilégiées
Ajuster compte tenu des éléments suivants :
Coûts de transaction liés aux acquisitions réalisées
Pertes (profits) réalisés sur instruments financiers dérivés
Autres éléments
Flux de trésorerie disponibles
Dividendes déclarés sur actions ordinaires
Ratio de distribution - compte non tenu de l'incidence du RRD
Dividendes déclarés sur actions ordinaires, excluant les actions visées par le
RRD3
Ratio de distribution - compte tenu de l'incidence du RRD
Exercices clos le 31 décembre
2013
2012
2011
(retraité)
(retraité)
122 286
60 907
43 278
(30 283)
(2 441)
(26 520)
(5 453)
(7 391)
609
3 259
4 916 2
58 982
54 967
93%
36 892
63%
(601)
(2 788)
(19 996)
(5 666)
(4 250)
2 164
14 127
—
43 897
50 693
115%
23 921
(3 097)
(14 512)
(8 179)
(4 250)
1 863
—
—
39 024
43 990
113%
47 758
109%
43 990
113%
1. La portion des Flux de trésorerie disponibles attribuée aux participations ne donnant pas le contrôle est déduite, qu'une distribution réelle
soit faite ou non aux participations ne donnant pas le contrôle, afin de tenir compte du fait que ces distributions peuvent ne pas avoir lieu
dans l'année au cours de laquelle elles sont générées.
2. Le montant de 4,9 M$ a été reçu par les Centrales en exploitation de Harrison au titre des services de transmission devant être fournis à
la centrale Northwest Stave River; une portion de ce montant a été attribuée aux participations ne donnant pas le contrôle.
3. Représente les dividendes déclarés sur la totalité des actions ordinaires en circulation au moment de la déclaration, déduction faite des
actions enregistrées en vertu du RRD qui ne donnent pas lieu à un décaissement. Le RRD a été mis en oeuvre le 31 août 2012.
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, la Société a généré des Flux de trésorerie disponibles de 59,0 M$, comparativement
à 43,9 M$ pour la même période l'an dernier. Cette augmentation est attribuable principalement à l'accroissement des flux de
trésorerie liés aux activités opérationnelles découlant de l'augmentation du nombre d'installations en exploitation, partiellement
contrebalancé par des remboursements prévus de capital plus élevés en raison du début de la période d'amortissement de
plusieurs emprunts liés à des projets (Rutherford Creek, Stardale, Montagne Sèche), ainsi que des dividendes sur actions
privilégiées supérieurs à la suite de l'émission des Actions privilégiées de série C en décembre 2012.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 35
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Ratio de distribution
Le Ratio de distribution représente les dividendes déclarés sur les actions ordinaires divisés par les Flux de trésorerie
disponibles. La Société croit qu'il s'agit d'une mesure de sa capacité à maintenir les dividendes actuels et à les augmenter et
de sa capacité à financer sa croissance.
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, la Société a déclaré des dividendes de 0,58 $ par action ordinaire, soit le même
montant qu'en 2012. Ces dividendes représentaient 93 % des Flux de trésorerie disponibles, comparativement à 115 % pour
la même période l'an dernier. L'amélioration est surtout attribuable aux Flux de trésorerie disponibles plus élevés comme il est
expliqué plus haut.
Le Ratio de distribution tient compte de la décision de la Société d'investir tous les ans dans le développement de ses Projets
potentiels; ces investissements doivent être passés en charge à mesure qu'ils sont engagés. La Société considère que ces
investissements sont essentiels à sa croissance et à sa réussite à long terme, car elle estime que le développement de projets
d'énergie renouvelable présente les meilleurs taux de rendement interne potentiels et représente l'utilisation la plus efficace
de l'expertise et des compétences à valeur ajoutée de la direction.
De plus, la Société ne prévoit pas devoir recourir à des capitaux propres supplémentaires pour achever les cinq Projets en
développement en cours, compte tenu de l'augmentation prévue des flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles, du
financement lié à ces projets que la Société entend obtenir et des capitaux propres supplémentaires provenant du RRD.
Le 25 février 2014, le Conseil d'administration a augmenté de 0,58 $ à 0,60 $ par action ordinaire le dividende annuel que la
Société compte verser, payable trimestriellement.
PERFORMANCE FINANCIÈRE PRÉVUE
En date du présent rapport de gestion, la Société compte 32 Installations en exploitation ayant une puissance installée nette
de 672 MW (puissance installée brute de 1 164 MW) et une production moyenne à long terme consolidée annualisée de
2 883 GWh. La Société poursuit également le développement de cinq Projets en développement au moyen de contrats d’achat
d’électricité.
Perspectives pour 2014
2014
Électricité produite (GWh)
Produits
BAIIA ajusté
Nombre d'installations en exploitation1
Puissance installée nette1 (MW)
PMLT consolidée, annualisée1 (GWh)
1. Les données pour 2013 incluent les centrales hydroélectriques Northwest Stave River et Kwoiek Creek qui ont été achevées dans les
délais et selon leur budget en décembre 2013 et dont la mise en service est entrée en vigueur le 18 décembre 2013 et le 1er janvier
2014, respectivement.
approx. +20 %
approx. +20 %
approx. +20 %
32
672
2 883
32
672
2 883
28
577
2 407
2013
2 382 +13 %
198 259 +12 %
148 916 +11 %
2012
2 105 +13 %
176 655 +22 %
133 792 +24 %
Perspectives pour 2017
La Société fait certaines prévisions afin de donner aux lecteurs une indication de ses activités commerciales et de sa performance
d’exploitation lorsque les cinq Projets en développement actuels seront mis en service. Veuillez vous reporter à la rubrique
« Projets en développement » pour un complément d’information sur ces projets. Ces prévisions ne tiennent pas compte des
acquisitions ou cessions possibles ni des Projets en développement supplémentaires qui peuvent découler de l’obtention de
nouveaux contrats d’achat d’électricité.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 36
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Puissance installée brute et nette (MW)
Les données de 2013 tiennent compte de Kwoiek Creek et de Northwest
Stave River
PMLT consolidée annualisée
En date du rapport
de gestion À compter de 2017
2 168,4
676,5
38,4
2 883,3
2 817,0
1 192,0
37,6
4 046,6
Hydro
Éolien
Solaire1
Total
1 La PMLT pour un parc solaire diminue avec le temps en raison de la
dégradation prévue des panneaux solaires.
BAIIA ajusté (M$)
Puissance installée prévue
La Société estime que la puissance installée fournit une bonne
indication de la taille et de l’ampleur de ses activités. La
Société prévoit qu’une fois les cinq Projets en développement
actuels mis en service, sa puissance installée nette passera
de 672 MW (puissance installée brute de 1 164 MW) en date
du présent rapport de gestion à 882 MW (puissance installée
brute de 1 484 MW) à la fin de 2016, soit une augmentation
de 31 % (27 % selon la puissance installée brute). La
puissance installée nette tient compte du fait que la Société
ne détient pas entièrement certaines de ses Installations en
exploitation. La puissance installée englobe les installations
Umbata Falls et Viger-Denonville qui sont traitées comme des
coentreprises et sont comptabilisées selon la méthode de la
mise en équivalence.
Production moyenne à long terme (PMLT)
La comparaison de la production d’électricité réelle et de la
PMLT prévue pour chaque installation représente un
indicateur de rendement clé. La Société prévoit qu’une fois
les cinq Projets en développement actuels mis en service, sa
PMLT consolidée annualisée passera de 2 883 GWh en date
du présent rapport de gestion à 4 047 GWh à compter de
2017, soit une augmentation de 40 %. La PMLT consolidée
est présentée conformément aux règles de comptabilisation
des produits selon les IFRS et exclut les installations Umbata
Falls et Viger-Denonville qui sont traitées comme des
coentreprises et sont comptabilisées selon la méthode de la
mise en équivalence.
BAIIA ajusté prévu
Le BAIIA ajusté généré est un indicateur de rendement clé
pour la Société. Elle prévoit qu’une fois les cinq Projets en
développement actuels mis en service, le BAIIA ajusté
annualisé généré sera de d'environ 285,0 M$ à compter de
2017 (puis ajusté pour tenir compte d’une composante
d’inflation par la suite), comparativement à 148,9 M$ en 2013.
Cette augmentation représente un taux de croissance annuel
composé de l'ordre de 18 % pour la période 2013-2017. Le
BAIIA ajusté est présenté conformément aux règles de
comptabilisation des produits selon les IFRS et exclut les
installations Umbata Falls et Viger-Denonville qui sont traitées
comme des coentreprises et sont comptabilisées selon la
méthode de la mise en équivalence. Le BAIIA ajusté annuel
combiné de ces installations attribuable à la Société s’établit
à environ 8,0 M$.
Il est à noter que le BAIIA ajusté ne tient pas compte de l'impact
des paiements d'intérêt et de principal sur les dettes actuelles
de la Société, ni du financement par le biais de dettes liées
aux projets qu'elle entend mettre en place pour financer la
construction des cinq Projets en développement.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 37
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
INFORMATION SECTORIELLE
Secteurs géographiques
Au 31 décembre 2013, la Société exploitait 23 centrales hydroélectriques (incluant Northwest Stave River et excluant Kwoiek
Creek), six parcs éoliens et un parc solaire au Canada et une centrale hydroélectrique aux États-Unis. Pour l'exercice clos le
31 décembre 2013, la centrale hydroélectrique Horseshoe Bend située aux États-Unis a généré des produits de 3,0 M$
(3,4 M$ en 2012), ce qui représente un apport de 1,5 % (1,9 % en 2012) aux produits consolidés de la Société pour ces
périodes. La diminution est principalement attribuable aux débits d'eau inférieurs à la moyenne en 2013, comparativement à
des débits d'eau supérieurs à la moyenne en 2012.
Secteurs opérationnels
Au 31 décembre 2013, 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 2013. 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.
Exercice clos le 31 décembre 2013
Production (MWh)
Produits
Charges :
Charges opérationnelles
Frais généraux et administratifs
Charges liées aux Projets potentiels
BAIIA ajusté
Exercice clos le 31 décembre 2012 (retraité)
Production (MWh)
Produits
Charges :
Charges opérationnelles
Frais généraux et administratifs
Charges liées aux Projets potentiels
BAIIA ajusté
Production
hydroélectrique
1 655 371
126 932
Production
éolienne
686 380
54 499
Production
solaire
40 069
16 828
Aménagement
des
emplacements
Total
— 2 381 820
198 259
—
22 849
7 373
—
96 710
9 939
2 140
—
42 420
1 529 276
119 421
542 295
45 558
20 357
5 314
—
93 750
7 960
2 248
—
35 350
1 159
317
—
15 352
33 374
11 676
533
278
—
10 865
—
1 364
4 202
(5 566)
33 947
11 194
4 202
148 916
— 2 104 945
176 655
—
—
1 761
4 412
(6 173)
28 850
9 601
4 412
133 792
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 38
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Au 31 décembre 2013
Goodwill
Total de l'actif
Total du passif
Acquisition d'immobilisations corporelles
pendant l'exercice
Au 31 décembre 2012 (retraité)
Goodwill
Total de l'actif
Total du passif
Acquisition d'immobilisations corporelles
pendant l'exercice
Production
hydroélectrique
8 269
1 449 527
949 570
Production
éolienne
—
387 062
240 372
Production
solaire
—
128 146
116 085
Aménagement
des
emplacements
—
412 339
405 112
Total
8 269
2 377 074
1 711 139
66 581
1 213
100
89 501
157 395
8 269
1 293 971
807 661
—
423 634
290 913
—
139 222
127 393
—
439 613
382 541
8 269
2 296 440
1 608 508
64 936
2 709
129
169 508
237 282
Par région
Par secteur opérationnel
Répartition des produits en 2013
Secteur de la production hydroélectrique
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, ce secteur a produit 93 % de la PMLT et a dégagé des produits de 126,9 M$
(comparativement à 98 % de la PMLT et à des produits de 119,4 M$ en 2012). En Ontario et au Québec, les débits d'eau sont
demeurés supérieurs à la moyenne dans la plupart des installations depuis le début de l'année. En Colombie-Britannique, les
débits d'eau supérieurs à la moyenne dans la plupart des centrales au deuxième et au troisième trimestres n'ont pu neutraliser
l'hydrologie inférieure à la moyenne au premier et au quatrième trimestres, la province ayant connu l'une des années les plus
sèches de son histoire, compte tenu de précipitations inférieures de 30 % environ par rapport à la moyenne. Les niveaux de
production ont également subi le contrecoup des fermetures liées aux améliorations des immobilisations à la centrale Miller
Creek entre le 8 août et le 13 novembre. Aux États-Unis, les débits d'eau sont demeurés inférieurs à la moyenne pendant toute
l'année, à l'exception du deuxième trimestre. L'augmentation de 6 % des produits découle principalement de l'apport sur un
exercice complet des centrales Brown Lake et Miller Creek acquises en octobre 2012 et de la centrale Magpie acquise en
juillet 2013.
L'actif total a augmenté depuis le 31 décembre 2012, en raison principalement de l'accroissement des immobilisations
corporelles lié au transfert de la centrale Northwest Stave River en provenance du secteur de l'aménagement d'emplacements
et à l'acquisition de la centrale Magpie, partiellement contrebalancés par l'amortissement des immobilisations corporelles et
l'amortissement des immobilisations incorporelles.
Le passif total a augmenté depuis le 31 décembre 2012, en raison principalement de l'ajout du prêt de Northwest Stave River
et de l'acquisition de Magpie, contrebalancés par le remboursement prévu de la dette à long terme et la diminution des
instruments financiers dérivés.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 39
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Secteur de la production éolienne
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, le secteur de la production éolienne a produit 101 % de la PMLT et a dégagé des
produits de 54,5 M$ (comparativement à 95 % de la PMLT et à des produits de 45,6 M$ en 2012). Des régimes de vent
supérieurs à la moyenne pendant le troisième trimestre ont suffi pour contrebalancer les régimes inférieurs à la moyenne
enregistrés au premier, au deuxième et au quatrième trimestres. L'augmentation de 20 % des produits découle principalement
des niveaux de production supérieurs à la moyenne et de l'accroissement de la capacité au parc éolien Gros-Morne depuis
novembre 2012.
La diminution du total de l'actif depuis le 31 décembre 2012 est principalement attribuable à l'amortissement des immobilisations
corporelles et des immobilisations incorporelles.
La diminution du total du passif depuis le 31 décembre 2012 est attribuable surtout aux paiements des créditeurs liés à Gros-
Morne et Montagne Sèche et au remboursement prévu de la dette à long terme, qui ont contrebalancé le produit supplémentaire
de 11,6 M$ provenant du refinancement du prêt pour Carleton.
Secteur de la production solaire
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, ce secteur a produit 103 % de la PMLT et a dégagé des produits de 16,8 M$
(comparativement à 11,7 M$ en 2012). Le régime solaire supérieur à la moyenne au deuxième et au troisième trimestres a
contrebalancé la production inférieure au premier trimestre causée par les fortes chutes de neige inhabituelles et les grands
froids qui ont ralenti les opérations de déneigement des panneaux solaires. L'augmentation de 44 % des produits découle
principalement de l'apport sur un exercice complet du parc solaire Stardale, qui a été mis en service en mai 2012.
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, le secteur de la production solaire avait produit 106 % de la PMLT et avait dégagé
des produits de 11,7 M$ à partir de la mise en service du parc solaire Stardale en mai.
La diminution du total de l'actif depuis le 31 décembre 2012 est attribuable principalement à l'amortissement des immobilisations
corporelles et des immobilisations incorporelles.
La diminution du total du passif depuis le 31 décembre 2012 est attribuable principalement au remboursement prévu de la
dette à long terme et à la baisse des instruments financiers dérivés.
Secteur de l'aménagement d'emplacements
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, les frais d'aménagement d'emplacements se sont établis à 5,6 M$ (comparativement
à 6,2 M$ en 2012). La diminution est attribuable principalement au plus grand nombre d'installations exploitées par la Société
en 2013 par rapport à 2012, ce qui a fait augmenter le pourcentage des frais généraux et administratifs affectés au secteur
opérationnel, et à la diminution des charges liées aux Projets potentiels.
La baisse du total de l'actif depuis le 31 décembre 2012 découle principalement du transfert de l'installation Northwest Stave
River au secteur de la production hydroélectrique, partiellement contrebalancé par des paiements engagés aux fins de la
construction du projet Kwoiek Creek, des activités de préconstruction et de la construction des projets Upper Lillooet River,
Boulder Creek et Tretheway Creek et des activités de préconstruction des Projets en développement Big Silver Creek et Mesgi'g
Ugju's'n.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 40
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
RENSEIGNEMENTS FINANCIERS TRIMESTRIELS
(en millions de dollars, sauf indication contraire)
Production (MWh)
Produits
BAIIA ajusté
(Profit net latent) Perte nette latente sur produits
financiers dérivés
Bénéfice net (Perte nette)
Bénéfice net attribuable aux propriétaires de la société
mère
Bénéfice net attribuable aux propriétaires de la société
mère ($ par action – de base et dilué)
Dividendes déclarés sur les actions privilégiées
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
($ par action)
Périodes de trois-mois closes le
31 déc. 2013
496 613
41,4
25,6
30 sept. 2013
706 495
58,0
46,7
30 juin 2013
792 541
63,2
51,3
31 mars 2013
386 171
35,7
25,4
(11,7)
3,4
6,3
0,05
1,8
13,9
(2,4)
11,1
10,8
0,09
1,8
13,8
(27,3)
31,0
28,3
0,28
1,8
13,7
(3,8)
(0,2)
2,8
0,01
2,0
13,6
0,145
0,145
0,145
0,145
(en millions de dollars, sauf indication contraire)
Production (MWh)
Produits
BAIIA ajusté
(Profit net latent) Perte nette latente sur instruments
financiers dérivés
(Perte nette) Bénéfice net
Bénéfice net (Perte nette) attribuable aux propriétaires
de la société mère
Bénéfice net (Perte nette) attribuable aux propriétaires
de la société mère ($ par action – de base et dilué)
Dividendes déclarés sur les actions privilégiées
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
($ par action)
Périodes de trois-mois closes le
31 déc. 2012
(retraité)
30 sept. 2012
(retraité)
30 juin 2012
(retraité)
31 mars 2012
(retraité)
531 564
47,1
34,2
559 379
47,1
36,7
694 661
54,3
44,6
319 341
28,1
18,3
(5,3)
(0,6)
1,8
0,00
1,1
13,6
(9,5)
(0,7)
(0,2)
(0,01)
1,1
13,5
27,1
(11,9)
(9,1)
(0,12)
1,1
11,8
(20,1)
7,8
8,9
0,10
1,1
11,8
0,145
0,145
0,145
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 et le BAIIA ajusté varient d’un trimestre à l’autre. Comme la production hydroélectrique
représente 75 % 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. 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. Les régimes de vent sont généralement les plus importants lors
du premier trimestre, tandis que l’ensoleillement est à son maximum pendant les mois d’été et à son niveau le plus bas pendant
les mois d’hiver.
Le lecteur s'attendrait à ce que le résultat net reflète 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 est la variation de la valeur marchande des instruments financiers dérivés. L'analyse
historique du résultat net 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 n'ont pas d'incidence sur le
BAIIA ajusté, les charges financières, les flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles, les Flux de trésorerie disponibles
et le Ratio de distribution de la Société.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 41
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
RÉSULTATS DU QUATRIÈME TRIMESTRE
Installations en exploitation
Périodes de trois mois
closes le
31 décembre
HYDRO
Québec
Ontario
Colombie-Britannique
États-Unis
Total partiel
ÉOLIEN
Québec
SOLAIRE
Ontario
Total
2013
2012
Production
(MWh)1
PMLT
(MWh)
Production
en % de la
PMLT
Prix
moyen
($/MWh)2
Productio
n (MWh)1
PMLT
(MWh)
Production
en % de la
PMLT
Prix
moyen
($/MWh)2
143 454
24 950
121 619
2 845
292 868
144 310
21 212
224 900
5 223
395 645
99%
118%
54%
54%
74%
74,25
69,81
87,14
72,23
79,20
101 091
22 590
215 583
5 511
344 775
92 149
21 212
221 143
5 223
339 727
110%
106%
97%
106%
101%
83,24
70,07
85,01
68,32
83,24
197 884
207 276
95%
79,38
180 889
193 201
94%
87,77
5 861
5 866
100%
420,00
5 900
5 907
496 613
608 787
82%
83,29
531 564
538 835
100%
99%
420,63
88,53
1. Par suite de l'application de la norme IFRS 11, la centrale hydroélectrique Umbata Falls et le parc éolien Viger-Denonville sont traités comme
des coentreprises et sont comptabilisés selon la méthode de la mise en équivalence; leurs résultats opérationnels ne sont pas inclus dans
les résultats opérationnels consolidés de la Société et, afin d'assurer la cohérence, leur production d'électricité a été exclue du tableau de
production. Se reporter à la rubrique « Participations dans des coentreprises » pour un complément d'information au sujet des coentreprises
de la Société.
2. 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.
Pour la période de trois mois close le 31 décembre 2013, les installations de la Société ont produit 496,6 GWh, soit 82 % par
rapport à la PMLT de 608,8 GWh. Dans l'ensemble, les centrales hydroélectriques ont produit 74 % de leur PMLT, les débits
d'eau supérieurs à la moyenne dans la plupart des installations en Ontario et au Québec n'ayant pas été suffisants pour
contrebalancer les débits inférieurs à la moyenne en Colombie-Britannique et aux États-Unis. Les niveaux de production en
Colombie-Britannique ont été affectés par l'une des années les plus sèches de l'histoire ainsi que par la fermeture de Miller
Creek entre le 8 août et le 13 novembre en raison d'un programme d'améliorations des immobilisations. Dans l'ensemble, les
parcs éoliens ont produit 95 % de leur PMLT, en raison des régimes de vent inférieurs à la moyenne pendant le trimestre, à
l'exception de Baie-des-Sables où les régimes de vent ont correspondu à la moyenne. Le parc solaire Stardale a produit 100 %
de sa PMLT.
Produits
Pour la période de trois mois close le 31 décembre 2013, la Société a enregistré des produits de 41,4 M$, comparativement
à 47,1 M$ en 2012, en raison principalement des débits d'eau inférieurs à la moyenne en Colombie-Britannique et aux États-
Unis, en comparaison de débits d'eau supérieurs à la moyenne pour la même période en 2012. Les débits d'eau inférieurs ont
plus que contrebalancé l'apport sur un trimestre complet des centrales hydroélectriques Brown Lake et Miller Creek, qui ont
été acquises en octobre 2012, l'accroissement de la capacité du parc éolien Gros Morne en novembre 2012 et l'acquisition de
la centrale hydroélectrique Magpie en juillet 2013.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 42
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Charges opérationnelles
Pour la période de trois mois close le 31 décembre 2013, la Société a enregistré des charges opérationnelles de 11,0 M$
(9,3 M$ en 2012), des frais généraux et administratifs de 2,9 M$ (1,8 M$ en 2012) et des charges liées aux Projets potentiels
de 1,9 M$ (1,8 M$ en 2012). L'augmentation des charges par rapport à la période correspondante en 2012 est principalement
attribuable au plus grand nombre d'installations exploitées par la Société.
BAIIA ajusté
Pour la période de trois mois close le 31 décembre 2013, le BAIIA ajusté de la Société s'est établi à 25,6 M$, comparativement
à 34,2 M$ en 2012, en raison principalement de la production inférieure à la moyenne dont il a été question plus haut. Le BAIIA
ajusté a connu une diminution plus grande que celle des produits en raison surtout du fait que les charges opérationnelles et
les frais généraux et administratifs ont augmenté par suite du nombre plus important d'installations exploitées par la Société
et de l'absence de lien direct entre ces charges et les niveaux de production.
Charges financières
Les charges financières se sont établies à 16,1 M$ au quatrième trimestre (16,8 M$ en 2012).
Amortissements
La dotation aux amortissements a totalisé 17,2 M$ au quatrième trimestre (17,3 M$ en 2012).
Résultat net
Pour la période de trois mois close le 31 décembre 2013, la Société a enregistré un bénéfice net de 3,4 M$ (bénéfice net de
base et dilué par action de 0,05 $), comparativement à une perte nette de 0,6 M$ en 2012 (perte nette de base et diluée par
action de 0,00 $). Cette amélioration est principalement attribuable à un profit net latent sur instruments financiers dérivés de
11,7 M$, comparativement à un profit net latent de 5,3 M$ en 2012, qui a contrebalancé la diminution du BAIIA ajusté au
quatrième trimestre de 2013. En excluant les profits net latents sur instruments financiers dérivés et l'impôt qui s'y rapporte,
la Société aurait comptabilisé une perte nette de 5,5 M$ pour le quatrième trimestre clos le 31 décembre 2013, comparativement
à une perte nette de 4,9 M$ en 2012.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 43
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
PARTICIPATIONS DANS DES COENTREPRISES
Après l'application d'IFRS 11, les coentreprises importantes de la Société à la fin de la période considérée étaient Umbata
Falls, L.P. (participation de 49 %) et Viger-Denonville, s.e.c. (participation de 50 %).
Un résumé de la production d'électricité et de l'information financière des coentreprises importantes de la Société est présenté
ci-après. L'information financière résumée correspond aux montants indiqués dans les états financiers des coentreprises établis
en conformité avec les IFRS.
Production d'électricité
Exercices clos le 31
décembre
2013
2012
Umbata Falls
Viger-Denonville
Production
(MWh)1
154 750
8 720
PMLT
(MWh)1
110 343
8 809
Production
en % de la
PMLT
Prix
moyen
($/MWh)2
78,02
99% 148,50
140%
Production
(MWh)1
101 934
—
PMLT
(MWh)1
110 343
—
Production
en % de la
PMLT
92%
—%
Prix
moyen
($/MWh)2
84,19
—
1. Correspond à 100 % de la production d'électricité et de la PMLT de la centrale.
2. Incluant les paiements reçus du programme EcoÉNERGIE pour Umbata Falls.
Umbata Falls, L.P.
Sommaire des comptes de résultat et états du résultat global d'Umbata Falls
Produits
Charges opérationnelles et frais généraux et administratifs
BAIIA ajusté
Charges financières
Autres produits, montant net
Amortissements
Profit net latent sur instruments financiers dérivés
Bénéfice net et résultat global
Exercices clos le 31 décembre
2013
2012
12 073
746
11 327
2 501
(34)
4 024
(4 694)
9 530
8 581
835
7 746
2 536
(20)
4 025
(448)
1 653
L'augmentation des produits et du BAIIA ajusté pour l'exercice clos le 31 décembre 2013 est attribuable à la production plus
élevée que la moyenne générée par des débits d'eau supérieurs à la moyenne depuis le début de l'année, comparativement
à des débits d'eau inférieurs à la moyenne pour la même période en 2012. Les profits nets latents sur instruments financiers
dérivés plus élevés comptabilisés en 2013 sont attribuables à l'augmentation des taux d'intérêt de référence depuis la fin de
2012, par rapport à la même période l'an dernier.
Sommaire des états de la situation financière d'Umbata Falls
Actifs courants
Actifs non courants
Passifs courants
Passifs non courants
Capitaux propres
31 décembre 2013
31 décembre 2012
3 685
75 864
47 972
1 852
29 725
2 801
79 679
2 382
53 225
26 873
Le prêt pour Umbata Falls a été comptabilisé dans la tranche à court terme de la dette à long terme en prévision de son arrivée
à échéance en juillet 2014. Umbata Falls, L.P. prévoit en refinancer l'encours avant cette date. Par ailleurs, Umbata Falls, L.P.
utilise un instrument financier dérivé pour gérer son exposition au risque d’augmentation des taux d’intérêt sur son financement
par emprunts et ne détient ni n’émet de Dérivés à des fins de spéculation. Un swap de taux d'intérêt de 46,7 M$ utilisé pour
couvrir le taux d'intérêt sur la totalité du prêt pour Umbata Falls avait une valeur négative nette de 3,0 M$ au 31 décembre 2013
(valeur négative de 7,7 M$ au 31 décembre 2012), L'écart favorable est attribuable principalement à une augmentation des
taux d'intérêt de référence depuis la fin de 2012. L'incidence estimée d'une augmentation de 0,1 % des taux d'intérêt
correspondrait à une diminution de 0,4 M$ du passif lié au swap de taux d'intérêt. En revanche, une diminution de 0,1 % des
taux d'intérêt correspondrait à une augmentation de 0,4 M$ du passif lié au swap de taux d'intérêt.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 44
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Viger-Denonville, s.e.c.
Sommaire des comptes de résultat et états du résultat global de Viger-Denonville
Exercices clos le 31 décembre
2013
2012
Produits
Charges opérationnelles et frais généraux et administratifs
BAIIA ajusté
Charges de financement
Autres produits, montant net
Amortissements
Perte nette latente (Profit net latent) sur instruments financiers dérivés
Bénéfice net et résultat global
1 295
131
1 164
231
(3 720)
369
1 517
2 767
—
9
(9)
—
(59)
—
(663)
713
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, les produits et le BAIIA ajusté tiennent compte de la mise en service du parc éolien
Viger-Denonville le 19 novembre 2013. Le montant net des autres produits tient compte d'un gain réalisé sur instruments
financiers dérivés de 2,2 M$, comme il est indiqué ci-après, et d'un gain de 1,5 M$ réalisé sur des contrats de change qui ont
servi à fixer le taux de change sur les achats de matériel prévus pour le projet. La perte nette latente sur instruments financiers
dérivés comptabilisée en 2013 découle de la contrepassation du profit latent sur le règlement des contrats à terme sur obligations
au troisième trimestre de 2013 et d'une perte latente sur le swap de taux d'intérêt conclu le 7 août 2013, en raison d'une
diminution du taux d'intérêt de référence entre cette date et le 31 décembre 2013.
Sommaire des états de la situation financière de Viger-Denonville
Actifs courants
Actifs non courants
Passifs courants
Passifs non courants
Capitaux propres
31 décembre 2013
31 décembre 2012
9 221
63 940
8 200
44 813
20 148
4 791
7 274
200
328
11 537
L'augmentation des postes de l'état de la situation financière est attribuable aux activités de construction et à la mise en service
du projet éolien Viger-Denonville. L'augmentation des capitaux propres est attribuable au bénéfice net de 2,8 M$ comptabilisé
en 2013 et à un investissement net en capitaux propres de 2,9 M$ effectué par chacun des partenaires.
Toujours en 2013, des prêts ont été accordés pour le projet Viger-Denonville jusqu'à ce que le financement lié au projet soit
mis en place ou que des prélèvements soient faits. Ces prêts portaient intérêt au même taux que celui payé par la Société à
ses prêteurs sur la facilité à terme de crédit rotatif, majoré d'une marge, et ont été remboursés avant la fin de 2013.
Le 7 août 2013, Viger-Denonville, s.e.c. a réglé les contrats à terme sur obligations en même temps qu'elle a conclu le
financement à long terme au moyen de swaps de taux d'intérêt pour ce projet, ce qui a donné lieu à la comptabilisation par
Viger-Denonville, s.e.c, d'un profit réalisé sur instruments financiers dérivés de 2,2 M$ pour le troisième trimestre. Ce profit
découle de l'augmentation des taux d'intérêt de référence entre la date à laquelle les contrats à terme sur obligations ont été
conclus (décembre 2012 et février 2013) et la date de règlement (août 2013) et contrebalance le taux d'intérêt fixe plus élevé
sur le prêt d'une durée de 18 ans de Viger-Denonville.
Viger-Denonville, s.e.c. utilise des instruments financiers dérivés pour gérer son exposition aux risques d’augmentation des
taux d’intérêt sur son financement par emprunts et ne détient ni n'émet de Dérivés à des fins de spéculation. Au troisième
trimestre, Viger-Denonville, s.e.c. a réglé des contrats à terme sur obligations et conclu un swap de taux d'intérêt de 58,5 M$
afin de couvrir le taux d'intérêt sur 95 % de son prêt. L'incidence estimée d'une augmentation de 0,1 % des taux d'intérêt
correspondrait à une diminution de 0,4 M$ du passif lié au swap de taux d'intérêt. En revanche, une diminution de 0,1 % des
taux d'intérêt correspondrait à une augmentation de 0,4 M$ du passif lié au swap de taux d'intérêt.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 45
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
FILIALES NON ENTIÈREMENT DÉTENUES
L'information financière relative à chacune des filiales de la Société ayant des participations ne donnant pas le contrôle
importantes est résumée ci-après, avant les éliminations intragroupe.
Harrison Hydro L.P. et ses huit filiales
Sommaire des comptes de résultat et états du résultat global d'Harrison Hydro
Produits
BAIIA ajusté
Perte nette et résultat global
Perte nette et résultat global attribuables aux :
Propriétaires de la société mère
Participations ne donnant pas le contrôle
Exercices clos le 31 décembre
2013
2012
47 196
36 094
(8 201)
(4 751)
(3 450)
(8 201)
51 943
40 672
(3 917)
(2 448)
(1 469)
(3 917)
La diminution des produits et du BAIIA ajusté et la perte nette plus élevée pour l'exercice clos le 31 décembre 2013 sont
attribuables principalement à la production moins élevée que la moyenne résultant des débits d'eau inférieurs à la moyenne
pendant l'exercice, comparativement à la même période en 2012.
Sommaire des états de la situation financière d'Harrison Hydro
Actifs courants
Actifs non courants
Passifs courants
Passifs non courants
Capitaux propres attribuables aux propriétaires
Participations ne donnant pas le contrôle
31 décembre 2013
31 décembre 2012
30 143
662 749
13 925
460 511
130 497
87 959
69 089
680 279
16 588
459 221
158 706
114 853
Au 31 décembre 2013, la diminution des actifs non courants est principalement attribuable à l'amortissement des immobilisations
corporelles. De plus, les Centrales en exploitation de Harrison ont effectué une distribution de 13,6 M$ en 2013 (46,9 M$ en
2012) sous forme de prêts ne portant pas intérêt à la Société et à ses partenaires. Les prêts de 6,8 M$ (23,4 M$ en 2012) ont
été présentés comme des prêts aux partenaires à la clôture de l'exercice. Le 1er janvier 2014, les prêts de 6,8 M$ ont été
remboursés (les prêts de 23,4 M$ ont été remboursés en juin 2013) directement à même les distributions des Centrales en
exploitation de Harrison, et une diminution correspondante des participations ne donnant pas le contrôle a été comptabilisée
en 2014 (en 2013), sans incidence sur les flux de trésorerie.
Sommaire des tableaux des flux de trésorerie d'Harrison Hydro
Entrées nettes de trésorerie provenant des activités opérationnelles
Sorties nettes de trésorerie provenant des activités de financement
Sorties nettes de trésorerie provenant des activités d'investissement
(Diminution) Augmentation nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie
Exercices clos les 31 décembre
2013
13 908
(7 877)
(9 751)
(3 720)
2012
19 804
(7 530)
(461)
11 813
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 46
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Creek Power Inc. et ses six filiales
Sommaire des comptes de résultat et états du résultat global de Creek Power
Produits
BAIIA ajusté
Bénéfice net (Perte nette) net et résultat global
Bénéfice net (perte nette) et résultat global attribuables aux :
Propriétaires de la société mère
Participation ne donnant pas le contrôle
Exercices clos le 31 décembre
2013
2012
2 346
(20)
2 331
1 570
761
2 331
2 340
725
(3 681)
(2 514)
(1 167)
(3 681)
Le BAIIA ajusté négatif enregistré pour l'exercice clos le 31 décembre 2013 est attribuable principalement aux frais liés aux
Projets potentiels plus élevés par rapport à l'exercice précédent, tandis que la comptabilisation du bénéfice net s'explique
surtout par un gain net latent sur instruments financiers dérivés résultant de l'augmentation des taux d'intérêt de référence
depuis le 31 décembre 2012, comparativement à une hausse beaucoup moins importante des taux d'intérêt de référence en
2012.
Sommaire des états de la situation financière de Creek Power
Actifs courants
Actifs non courants
Passifs courants
Passifs non courants
Déficit attribuable aux propriétaires
Participation ne donnant pas le contrôle
31 décembre 2013
31 décembre 2012
6 593
67 349
13 547
69 534
(9 897)
758
1 358
40 010
8 987
43 852
(11 468)
(3)
L'augmentation des postes de l'état de la situation financière s'explique principalement par les dépenses de préconstruction
pour les projets Upper Lillooet River et Boulder Creek.
Sommaire des tableaux de flux de trésorerie de Creek Power
Entrées nettes de trésorerie provenant des activités opérationnelles
Entrées nettes de trésorerie provenant des activités de financement
Sorties nettes de trésorerie provenant des activités d'investissement
(Diminution) Augmentation nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie
Exercices clos le 31 décembre
2013
731
19 485
(20 661)
(445)
2012
1 739
2 531
(4 085)
185
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 47
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Kwoiek Creek Resources L.P.
Sommaire des comptes de résultat et états du résultat global de Kwoiek Creek Resources
Produits
BAIIA ajusté
Bénéfice net (Perte nette) et résultat global
Bénéfice net (perte nette) et résultat global attribuables aux :
Propriétaires de la société mère
Participation ne donnant pas le contrôle
Exercices clos le 31 décembre
2013
2012
7
(11)
7
13
(6)
7
—
(12)
(8 077)
(4 036)
(4 041)
(8 077)
Les pertes nettes comptabilisées en 2012 étaient principalement attribuables à une perte réalisée sur instruments financiers
dérivés de 14,1 M$, partiellement contrebalancée par un profit latent sur instruments financiers dérivés de 6,1 M$, à la clôture
du financement de la centrale Kwoiek Creek.
Sommaire des états de la situation financière de Kwoiek Creek Resources
Actifs courants
Actifs non courants
Passifs courants
Passifs non courants
Déficit attribuable aux propriétaires
Participations ne donnant pas le contrôle
31 décembre 2013
31 décembre 2012
34 019
177 928
23 694
202 901
(7 514)
(7 134)
88 502
113 796
17 529
199 424
(7 527)
(7 128)
L'augmentation des postes de l'état de la situation financière est principalement attribuable aux activités de construction en
cours pour le projet Kwoiek Creek. La diminution des actifs courants reflète l'utilisation des liquidités soumises à restrictions à
mesure que des coûts sont engagés. Cette centrale a été achevée en décembre 2013 avec une date de mise en service
applicable du 1er janvier 2014. Les passifs non courants comprennent des prêts accordés par les partenaires à Kwoiek Creek
Resources Limited Partnership. Les prêts portent intérêt à un taux de 14 %. Le prêt effectué par le partenaire à Kwoiek Creek
Resources Limited Partnership s'élève à 3,7 M$. Le prêt effectué par la Société à Kwoiek Creek Resources Limited Partnership,
qui est éliminé du processus de consolidation dans les états financiers, s'élève à 55,5 M$ au 31 décembre 2013.
Sommaires des tableaux de flux de trésorerie de Kwoiek Creek Resources
Sorties nettes de trésorerie provenant des activités opérationnelles
Entrées nettes de trésorerie provenant des activités de financement
Sorties nettes de trésorerie provenant des activités d'investissement
(Diminution) Augmentation nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie
Exercices clos le 31 décembre
2013
(4 499)
3 391
(3 012)
(4 120)
2012
(14 049)
183 317
(163 108)
6 160
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 48
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
RISQUES ET INCERTITUDES
La Société est exposée à divers risques 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 la plus
récente accessible sur SEDAR à www.sedar.com. 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.
Mise en oeuvre de la stratégie
La stratégie de la Société visant à créer de la valeur pour ses actionnaires consiste à développer ou acquérir des installations
de grande qualité qui génèrent des flux de trésorerie constants et un rendement sur le capital investi élevé, et de distribuer un
dividende stable.
les ressources nécessaires pour effectuer
La mise en oeuvre de cette stratégie exige une appréciation commerciale prudente, doit être réalisée au moment opportun et
requiert également
le développement d’installations de production
d’énergie.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 soutenir sa croissance. La Société peut également sous-estimer les coûts liés au
développement des installations de production d’énergie jusqu’à leur mise en service ou peut être incapable d’intégrer
rapidement et efficacement les nouvelles acquisitions dans ses activités existantes.
Ressources en capital
Le développement futur et la construction 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 Installations en exploitation de la Société,
d’emprunts ou d'émissions 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 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.
En outre, les efforts de mobilisation de capitaux de la Société pourraient comprendre l’émission 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 liquidité 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 hausse des taux d’intérêt sur son financement par
emprunt. La Société ne détient ni n’émet d’instruments financiers à des fins spéculatives.
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. De mauvaises conditions hydrologiques
dans l'une ou l'autre des centrales hydroélectriques de la Société pourraient avoir pour effet de réduire les produits et la
rentabilité de la Société. En outre, 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 est tributaire du vent, qui varie naturellement.
L’augmentation ou la diminution du régime éolien à l’un ou l'autre des parcs éoliens de la Société pourrait avoir pour effet de
réduire ses produits et sa rentabilité.
Finalement, la quantité d’énergie produite par les parcs solaires de la Société est tributaire de l'ensoleillement, qui varie
naturellement. Une diminution du régime solaire à l'un ou l'autre des parcs solaires de la Société pourrait avoir pour effet de
réduire ses produits et sa rentabilité.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 49
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Dépassements des coûts de construction et défauts de 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. Des dépassements de coûts peuvent survenir pendant l'exploitation d'une
installation 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 demeure 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 projets
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 projets. Si certains de ces projets ne sont pas réalisés ou ne fonctionnent pas conformément aux
spécifications, ou si des frais ou des taxes imprévus sont engagés, cela pourrait nuire à la Société.
Permis
À l’heure actuelle, la Société ne détient pas l'ensemble des approbations, des licences et des 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.
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. En outre, 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
de la Société. Si l’une des installations de la Société produit moins d’électricité que la quantité requise au cours d’une année
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 50
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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 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 de 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 pourraient être à des
taux d’intérêt variables, ce qui les exposerait au risque de l’augmentation des taux d’intérêt; et iv) la Société et ses filiales
pourraient 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.
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 en actions en circulation.
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. Dans le cadre 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 seront moyennant des modalités et des conditions équivalentes à l’expiration
de leurs durées respectives.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 51
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 la période
considérée, 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 et des frais de développement liés aux
projets, 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 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 la période au cours de laquelle ils sont effectués.
Les changements effectués au cours de l'exercice clos le 31 décembre 2013 sont décrits à la rubrique « Modifications de
méthodes comptables ». 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 2013.
MODIFICATIONS DE MÉTHODES COMPTABLES
Application de normes nouvelles et révisées sur la consolidation, les partenariats, les entreprises
associées et les informations à fournir
En mai 2011, un ensemble de cinq normes sur la consolidation, les partenariats, les entreprises associées et les informations
à fournir a été publié; il s'agit notamment des normes IFRS 10, États financiers consolidés, IFRS 11, Partenariats, IFRS 12,
Informations à fournir sur les intérêts détenus dans d'autres entités, IAS 27 (modifiée en 2011) États financiers individuels et
IAS 28 (modifiée en 2011), Participations dans des entreprises associées et des coentreprises. Pour l'exercice considéré, la
Société a adopté ces normes, à l'exception d'IAS 27 qui ne s'applique pas étant donné qu'elle ne concerne que les états
financiers individuels. L'incidence de l'application de ces normes est présentée ci-dessous.
Incidence de l'application d'IFRS 10
IFRS 10 remplace les dispositions sur les états financiers consolidés d’IAS 27, États financiers consolidés et individuels, et
SIC-12, Consolidation – Entités ad hoc. IFRS 10 modifie la définition du contrôle de sorte qu'un investisseur contrôle une entité
émettrice lorsqu'il est exposé ou qu'il a droit à des rendements variables en raison de ses liens avec l'entité émettrice et qu'il
a la capacité d'influer sur ces rendements du fait du pouvoir qu'il détient sur celle-ci. Pour satisfaire à la définition de contrôle
aux termes d'IFRS 10, les trois critères suivants doivent être satisfaits : a) l’investisseur détient le pouvoir sur l’entité émettrice,
b) l’investisseur est exposé ou a droit à des rendements variables en raison de ses liens avec l’entité émettrice et c) l’investisseur
a la capacité d’exercer son pouvoir sur l’entité émettrice de manière à influer sur le montant des rendements qu’il obtient.
Auparavant, le contrôle était défini comme le pouvoir de diriger les politiques financières et opérationnelles d'une entité afin
d'obtenir des avantages de ses activités. Des indications supplémentaires ont été incluses dans IFRS 10 pour expliquer à quel
moment un investisseur contrôle une entité émettrice. En particulier, des indications détaillées ont été établies dans IFRS 10
pour expliquer à quel moment un investisseur qui détient moins de 50 % des actions avec droit de vote d'une entité émettrice
contrôle celle-ci. Par exemple, pour évaluer si un investisseur ayant moins de la majorité des droits de vote dans une entité
émettrice détient un bloc de droits de vote suffisamment dominant pour remplir le critère relatif au pouvoir, IFRS 10 exige que
l’investisseur prenne en considération tous les faits et circonstances pertinents, tout particulièrement le nombre de droits de
vote qu’il détient par rapport au nombre de droits détenus respectivement par les autres détenteurs de droits de vote et à leur
dispersion. L'application d'IFRS 10 n'a pas eu d'incidence sur la comptabilisation de la Société, car la direction a conclu que
toutes les entités qui ont été consolidées satisfaisaient toujours aux critères relatifs à la nouvelle définition du contrôle et doivent
être consolidées.
Incidence de l'application d'IFRS 11
IFRS 11 remplace IAS 31, Participation dans des coentreprises, et SIC-13, Entités contrôlées conjointement – Apports non
monétaires par des coentrepreneurs. IFRS 11 porte sur le classement d’un partenariat sur lequel deux parties ou plus exercent
un contrôle conjoint. Conformément à IFRS 11, il n'existe que deux types de partenariats : les entreprises communes et les
coentreprises. En vertu d'IFRS 11, le classement des partenariats est déterminé en fonction des droits et des obligations des
parties aux partenariats selon la structure, la forme juridique des partenariats, les clauses contractuelles fixées par les parties
aux partenariats et, lorsque cela est pertinent, d'autres faits et circonstances. Une entreprise commune est un partenariat dans
lequel les parties qui exercent un contrôle conjoint sur l'entreprise (c.-à-d. les coparticipants) ont des droits sur les actifs, et
des obligations au titre des passifs, relatifs à celle-ci. Une coentreprise est un partenariat dans lequel les parties qui exercent
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 52
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
un contrôle conjoint sur l'entreprise (c.-à-d. les coentrepreneurs) ont des droits sur l'actif net de celle-ci. Auparavant, IAS 31,
Participation dans des coentreprises, regroupait trois types de partenariats : les entités contrôlées conjointement, les activités
contrôlées conjointement et les actifs contrôlés conjointement. Le classement des partenariats conformément à IAS 31 était
essentiellement déterminé selon la forme juridique de l'entreprise (p. ex., un partenariat qui était établi par le biais d'une entité
distincte était comptabilisé comme une entité contrôlée conjointement).
La comptabilisation ultérieure des coentreprises et des entreprises communes est différente. Les participations dans des
coentreprises sont comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence (la méthode de la consolidation proportionnelle
n’est plus permise). Les participations dans des entreprises communes sont comptabilisées de sorte que chaque coparticipant
comptabilise et évalue les actifs et les passifs (ainsi que les produits et les charges liées) selon sa participation dans l'entreprise
conformément aux normes applicables.
Après avoir appliqué IFRS 11, la Société a examiné et évalué la forme juridique et les stipulations des accords contractuels
relatifs aux participations de la Société dans des partenariats. L'application d'IFRS 11 a modifié le classement et la
comptabilisation ultérieure des participations de la Société dans Umbata Falls, L.P. et Parc éolien communautaire Viger
Denonville, s.e.c. (« Viger-Denonville, s.e.c. »), qui étaient classés en tant qu'entités contrôlées conjointement conformément
à la norme précédente et qui étaient comptabilisées selon la méthode de la consolidation proportionnelle. En vertu d'IFRS 11,
Umbata Falls, L.P. et Viger-Denonville, s.e.c. sont comptabilisées à titre de coentreprises et les participations de la Société
dans celles-ci doivent être comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence.
Le changement relatif à la comptabilisation de la participation de la Société dans Umbata Falls, L.P. et Viger-Denonville, s.e.c.
a été appliqué conformément aux dispositions transitoires pertinentes. Au 1er janvier 2012, la participation initiale aux fins de
l'application de la méthode de la mise en équivalence correspondait au total des valeurs comptables des actifs et des passifs
que la Société avait auparavant comptabilisés selon la méthode de la consolidation proportionnelle. Un tel changement de la
comptabilisation a eu une incidence sur les montants présentés dans les états financiers consolidés de la Société.
Tous les chiffres comparatifs pour les exercices clos les 31 décembre 2012 et 2011 ont été ajustés pour tenir compte des
modifications de la présentation découlant de l'application d'IFRS 11.
Incidence de l'application d'IFRS 12
IFRS 12 est une norme concernant les informations à fournir et elle s’applique aux entités qui ont des intérêts dans des filiales,
des partenariats, des entreprises associées et(ou) des entités structurées non consolidées. L'application d'IFRS 12 a donné
lieu à des présentations d'informations plus détaillées aux notes 10, 29 et 30 des états financiers audités.
IFRS 13, Évaluation de la juste valeur
IFRS 13, Évaluation de la juste valeur, remplace les lignes directrices sur l'évaluation de la juste valeur figurant actuellement
dans les normes IFRS individuelles par une définition unique de la juste valeur et un cadre exhaustif pour son évaluation quand
celle-ci est exigée par d'autres IFRS. Elle établit également des obligations d'informations à fournir relativement aux évaluations
de la juste valeur. Cette norme a été adoptée et appliquée dans les présents états financiers consolidés. Son application n'a
eu aucune incidence sur les montants présentés pour l'exercice considéré ou l'exercice précédent
Modification de la durée d'utilité de la période d'amortissement des immobilisations incorporelles
Le 1er juillet 2013, la Société a modifié la durée d'utilité de la période d'amortissement des immobilisations incorporelles de
certaines centrales hydroélectriques au Québec. La durée d'utilité estimée, qui était auparavant équivalente à la première
durée des contrats d'achat d'électricité (les « CAÉ ») respectifs, a été augmentée de 20 à 25 ans, ce qui tient compte des
périodes visant les droits de renouvellement des CAÉ. Ce changement dans l'estimation comptable découle de l'intention de
la Société d'exercer l’option de renouvellement de ses CAÉ. Ce changement d'estimation a été comptabilisé de façon
prospective. L'incidence annuelle estimée de ce changement d'estimation comptable constitue une diminution d'environ
3,6 M$ de la dotation à l'amortissement annuelle pour les 12 prochains mois, puis elle s’amenuisera au cours des périodes
futures. Pour la période close le 31 décembre 2013, l'incidence de ce changement est une diminution de 1,8 M$ de la dotation
à l'amortissement.
IFRS nouvelles publiées, mais non encore entrées en vigueur
IFRS 9, Instrument financier
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 :
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 53
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
•
•
•
•
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.
En juillet 2013, l'International Accounting Standards Board (« IASB ») a décidé de reporter temporairement la date d’entrée en
vigueur obligatoire d’IFRS 9 et de ne pas spécifier de nouvelle date jusqu'à ce que l'exigence ayant trait à l'évaluation et au
classement des instruments financiers, ainsi qu'à la perte de valeur des actifs financiers, ait été remplie. La Société surveille
l'évolution du travail de l'IASB.
IFRIC 21, Droits ou taxes
En mai 2013, l’IASB a publié IFRIC 21, Droits ou taxes (« IFRIC 21 »), une interprétation d’IAS 37, Provisions, passifs éventuels
et actifs éventuels (« IAS 37 »), qui porte sur la comptabilisation de droits et de taxes imposés par les autorités publiques.
IAS 37 définit les critères relatifs à la comptabilisation d’un passif, notamment l’exigence pour l’entité d’avoir une obligation
actuelle en raison d’un événement passé (« fait générateur d'obligation »). IFRIC 21 précise que le fait générateur d’obligation
qui donne lieu à un passif visant à payer un droit ou une taxe constitue l’activité décrite dans les lois applicables qui entraîne
le paiement du droit ou de la taxe. IFRIC 21 prend effet pour les exercices ouverts à compter du 1er janvier 2014. La Société
évalue actuellement l’incidence prévue de cette interprétation définitive sur ses états financiers consolidés.
ÉVÈNEMENTS POSTÉRIEURS À LA DATE DU BILAN
Mise en service de la centrale hydroélectrique Kwoiek Creek
Le 18 février 2014, la Société a annoncé que Kwoiek Creek Resources Limited Partnership a procédé à la mise en service
de la centrale hydroélectrique au fil de l’eau Kwoiek Creek, située en Colombie-Britannique, au Canada. Innergex détient
50 % de Kwoiek Creek Resources Limited Partnership et est responsable de la gestion de la construction et de l’exploitation
de la centrale. La bande indienne de Kanaka Bar détient l’autre participation de 50 %. La centrale hydroélectrique de
49,9 MW Kwoiek Creek est située en partie sur des terres publiques et en partie sur une réserve autochtone, à environ 14 km
au sud de Lytton, en Colombie-Britannique. Sa construction a commencé en 2011 et s’est terminée au début de décembre,
dans les délais et selon les budgets. Bien que la mise en service de cette centrale ait commencé à ce moment-là, la Société
et BC Hydro ont amendé leur convention afin de clarifier les niveaux de production stipulés, sous réserve de l’approbation de
la British Columbia Utilities Commission (la commission des services publics de la Colombie-Britannique). Une fois que cette
approbation aura été reçue, BC Hydro acceptera le certificat de mise en service avec une date de mise en service applicable
du 1er janvier 2014 pour la centrale Kwoiek Creek. Pour un complément d'information au sujet de la centrale Kwoiek Creek, se
reporter aux rubriques « Activités de mise en service » et » Filiales non entièrement détenues ».
Mise en service de la centrale hydroélectrique Northwest Stave River
Le 24 février 2014, la Société a annoncé la mise en service de la centrale hydroélectrique au fil de l'eau Northwest Stave River
située en Colombie-Britannique, au Canada. Cette centrale est située sur des terres publiques, environ 50 km au nord de
Mission, en Colombie-Britannique. Sa construction a commencé en 2011 et s'est terminée au début de décembre 2013, dans
les délais et selon les budgets. La mise en service de cette centrale a commencé à ce moment-là et son certificat de mise en
service vient d’être approuvé par BC Hydro, avec une date de mise en service applicable du 18 décembre 2013. Pour un
complément d'information au sujet de la centrale Northwest Stave River, se reporter à la rubrique « Activités de mise en
service ».
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.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 54
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./s.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./s.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 25 février 2014
[s] Jean Perron
Jean Perron, CPA, CA
Chef de la direction financière et vice-président principal
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 55
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 2013, au 31 décembre 2012 et au 1er janvier 2012 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 2013 et 31 décembre 2012, 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 2013, au 31 décembre 2012 et au 1er janvier 2012, ainsi que
de sa performance financière et de ses flux de trésorerie pour les exercices clos les 31 décembre 2013 et 31 décembre 2012,
conformément aux Normes internationales d’information financière.
Montréal (Québec)
Le 25 février 2014
________________________________
1 CPA auditeur, CA, permis de comptabilité publique n° A109248
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 56
COMPTES CONSOLIDÉS DE RÉSULTAT
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Produits
Charges
Charges opérationnelles
Frais généraux et administratifs
Charges liées aux projets potentiels
Bénéfice avant charges financières, impôt sur le résultat,
amortissements, autres (produits) charges, montant net,
quote-part du bénéfice des coentreprises et profit net latent
sur instruments financiers dérivés
Charges financières
Autres (produits) charges, montant net
Bénéfice avant impôt sur le résultat, amortissements, quote-part
du bénéfice des coentreprises et profit net latent sur
instruments financiers dérivés
Amortissement des immobilisations corporelles
Amortissement des immobilisations incorporelles
Quote-part du bénéfice des coentreprises
Profit net latent sur instruments financiers dérivés
Bénéfice avant impôt sur le résultat
Charge d’impôt
Exigible
Différé
Bénéfice net (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)
Bénéfice net (perte nette) par action, de base
Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation, dilué
(en milliers)
Bénéfice net (perte nette) par action, dilué(e)
Exercices clos les 31 décembre
2012
2013
Notes
(montants retraités –
note 2.2.1)
198 259
176 655
7
8
9
7, 18
7, 19
10
6
13
13
29.2
14
14
14
14
33 947
11 194
4 202
148 916
65 158
(392)
84 150
48 674
20 486
(6 053)
(45 249)
66 292
2 618
18 243
20 861
45 431
48 170
(2 739)
45 431
94 694
0,43
94 780
0,43
28 850
9 601
4 412
133 792
62 038
15 566
56 188
42 602
21 163
(1 166)
(7 791)
1 380
1 970
4 793
6 763
(5 383)
1 405
(6 788)
(5 383)
86 557
(0,03)
86 708
(0,03)
Les notes annexes font partie intégrante des présents états financiers consolidés audités.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 57
ÉTATS CONSOLIDÉS DU RÉSULTAT GLOBAL
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Bénéfice net (perte nette)
Autres éléments du résultat global qui seront ultérieurement
reclassés en résultat net :
Profit (perte) de change à la conversion de filiales étrangères
autonomes
(Charge) économie d’impôt différé
(Perte) profit de change sur la tranche désignée de la dette libellée en
dollars américains utilisée comme couverture du placement dans
des filiales étrangères autonomes
Économie (charge) d’impôt différé
Autres éléments du résultat global pour l'exercice
Total du résultat global
Total du résultat global attribuable aux éléments suivants :
Propriétaires de la société mère
Participations ne donnant pas le contrôle
Exercices clos les 31 décembre
2012
2013
(montants retraités –
note 2.2.1)
45 431
(5 383)
356
(46)
(352)
45
3
45 434
48 173
(2 739)
45 434
(90)
12
104
(13)
13
(5 370)
1 418
(6 788)
(5 370)
Les notes annexes font partie intégrante des présents états financiers consolidés audités.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 58
ÉTATS CONSOLIDÉS DE LA SITUATION FINANCIÈRE
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Au 31 décembre
2013
Au 31 décembre
2012
Au 1er janvier
2012
Notes
(montants retraités –
note 2.2.2)
(montants retraités –
note 2.2.3)
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 parties liées
Charges payées d’avance et autres
Comptes de réserve
Immobilisations corporelles
Immobilisations incorporelles
Frais de développement liés aux projets
Participations dans des coentreprises
Instruments financiers dérivés
Actifs d’impôt différé
Goodwill
Autres actifs non courants
15
16
17
13
6
31
17
18
19
20
10
6
13
21
3
34 267
49 745
19 799
1 771
80
7 563
6 798
5 085
125 108
45 791
1 583 417
466 093
81 643
24 639
7 066
1 804
8 269
33 244
2 377 074
49 496
87 811
50 062
1 816
443
1 693
23 444
4 715
219 480
45 800
1 427 112
429 424
103 529
18 935
6 698
5 846
8 269
31 347
2 296 440
34 863
53 415
36 558
—
1 664
1 791
—
3 977
132 268
41 239
1 231 710
429 512
97 241
14 499
8 248
24 485
8 269
17 998
2 005 469
Les notes annexes font partie intégrante des présents états financiers consolidés audités.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 59
ÉTATS CONSOLIDÉS DE LA SITUATION FINANCIÈRE
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Au 31 décembre
2013
Au 31 décembre
2012
Au 1er janvier
2012
Notes
(montants retraités –
note 2.2.2)
(montants retraités –
note 2.2.3)
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
Tranche à court terme des autres passifs
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
Autres passifs
Composante passif des débentures
convertibles
Passifs d’impôt différé
Capitaux propres
22
13
6
23
24
6
23
24
25
13
15 651
48 258
2 216
12 915
26 649
362
106 051
1 347
26 081
9 855
1 313 718
10 567
79 831
163 689
1 711 139
14 643
41 252
1 541
17 199
63 926
—
138 561
1 668
60 808
12 899
1 166 782
8 870
79 655
139 265
1 608 508
12 848
26 559
2 835
19 060
18 982
983
81 267
2 081
68 386
41 267
1 006 646
6 762
79 490
140 454
1 426 353
Capital attribuable aux actions ordinaires
26 a)
10 374
120 500
1
26 b)
26 c)
26 d)
25
Surplus d’apport découlant de la
réduction du capital sur les actions
ordinaires
Actions privilégiées
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
784 482
131 069
1 806
1 340
(344 809)
656 281
131 069
1 511
1 340
(330 621)
656 281
82 589
1 361
1 340
(277 083)
244
241
228
584 506
81 429
665 935
2 377 074
580 321
107 611
687 932
2 296 440
464 717
114 399
579 116
2 005 469
Engagements et éventualités (se reporter à la note 33).
Les notes annexes font partie intégrante des présents états financiers consolidés audités.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 60
ÉTATS CONSOLIDÉS DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Capitaux propres attribuables aux propriétaires
Exercice clos le
31 décembre 2013
Nombre
d’actions
ordinaires
(en milliers)
Compte de
capital des
actions
ordinaires
Surplus
d’apport
découlant de
la réduction
du capital sur
les actions
ordinaires
Actions
privilégiées
Paiement
fondé sur
des actions
Composante
capitaux
propres des
débentures
convertibles
Cumul des
autres
éléments du
résultat global
Déficit
Participations
ne donnant
pas le contrôle
Total des
capitaux
propres
Total
Solde au 1er janvier 2013
93 660
120 500
656 281
131 069
1 511
1 340
(330 621)
241
580 321
107 611
687 932
Bénéfice net (perte nette)
Autres éléments du résultat
global
Total du résultat global
—
—
—
—
—
—
48 170
48 170
48 170
(2 739)
45 431
3
3
3
3
48 173
(2 739)
45 434
Actions ordinaires émises par
le biais du régime de
réinvestissement des
dividendes
Réduction du capital sur les
actions ordinaires
(note 26 b)
Paiement fondé sur des
actions
Acquisitions d'entreprises
(note 5.1)
Distributions aux détenteurs de
participations ne donnant
pas le contrôle (note 31)
Dividendes déclarés sur
les actions ordinaires
Dividendes déclarés sur
les actions privilégiées
1 995
18 075
18 075
18 075
(128 201)
128 201
295
—
295
—
295
1
1
(23 444)
(23 444)
(54 967)
(7 391)
(54 967)
(7 391)
(54 967)
(7 391)
Solde au 31 décembre 2013
95 655
10 374
784 482
131 069
1 806
1 340
(344 809)
244
584 506
81 429
665 935
Les notes annexes font partie intégrante des présents états financiers consolidés audités.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 61
ÉTATS CONSOLIDÉS DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Exercice clos le
31 décembre 2012
Nombre
d’actions
ordinaires
(en milliers)
Compte de
capital des
actions
ordinaires
Surplus
d’apport
découlant
de la
réduction du
capital sur
les actions
ordinaires
Actions
privilégiées
Paiement
fondé sur
des actions
Composante
capitaux
propres des
débentures
convertibles
Cumul des
autres
éléments du
résultat global
Déficit
Participations
ne donnant
pas le contrôle
Total des
capitaux
propres
Total
Capitaux propres attribuables aux propriétaires
Solde au 1er janvier 2012
81 282
1
656 281
82 589
1 361
1 340
(277 083)
228
464 717
114 399
579 116
1 405
1 405
(6 788)
(5 383)
Bénéfice net (perte nette)
Autres éléments du résultat
global
Total du résultat global
—
—
—
—
—
—
1 405
12 041
123 656
(6 747)
279
2 935
58
655
Actions ordinaires émises le
26 juillet 2012
Frais d'émission (déduction
faite de l'impôt différé de
2 403 $)
Actions ordinaires émises par
le biais du régime de
réinvestissement des
dividendes
Actions privilégiées de série C
émises le 11 décembre 2012
Frais d’émission (déduction
faite de l’impôt différé de
526 $)
Options sur actions exercées
Paiement fondé sur
des actions
Dividendes déclarés sur
les actions ordinaires
Dividendes déclarés sur
les actions privilégiées
50 000
(1 520)
(148)
298
(50 693)
(4 250)
13
13
13
1 418
13
(6 788)
(5 370)
123 656
123 656
(6 747)
(6 747)
2 935
50 000
(1 520)
507
298
(50 693)
(4 250)
2 935
50 000
(1 520)
507
298
(50 693)
(4 250)
Solde au 31 décembre 2012
93 660
120 500
656 281
131 069
1 511
1 340
(330 621)
241
580 321
107 611
687 932
Les notes annexes font partie intégrante des présents états financiers consolidés audités.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 62
TABLEAUX CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Exercices clos les 31 décembre
2013
2012
Notes
(montants retraités –
note 2.2.4)
Activités opérationnelles
Bénéfice net (perte nette)
Éléments sans effet sur la trésorerie :
Amortissement des immobilisations corporelles
Amortissement des immobilisations incorporelles
Quote-part du bénéfice des coentreprises
Profit net latent 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
Charges de désactualisation des autres passifs
Paiement fondé sur des actions
Impôt différé
Incidence de la variation des taux de change
Radiation de frais de développement liés aux projets
Autres
Intérêts sur la dette à long terme et les débentures
convertibles
Intérêts versés
Profit sur les contreparties conditionnelles
Contreparties conditionnelles versées
Distributions reçues des coentreprises
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
Produit de l’exercice d’options sur actions
8
8
8
8
9
8
9
13
28
26 d)
45 431
48 674
20 486
(6 053)
(45 249)
1 892
902
1 955
546
295
18 243
398
222
(86)
59 823
(59 741)
(19)
—
3 272
2 618
(1 606)
92 003
30 283
122 286
(36 602)
(6 673)
186 627
(145 321)
(3 066)
—
(353)
—
(5 388)
(5 383)
42 602
21 163
(1 166)
(7 791)
3 362
729
1 526
450
298
4 793
(85)
—
353
55 971
(56 062)
(357)
(983)
955
1 970
(2 039)
60 306
601
60 907
(45 963)
(4 250)
405 657
(201 751)
(4 248)
114 571
48 350
507
312 873
Les notes annexes font partie intégrante des présents états financiers consolidés non audités.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 63
TABLEAUX CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Notes
5
5
31
Activités d’investissement
Trésorerie acquise dans le cadre d'acquisitions
d’entreprises
Acquisitions d’entreprises
Diminution (augmentation) des liquidités et des
placements à court terme soumis à restrictions
Prêts consentis à des parties liées
Fonds nets prélevés des (investis dans les) comptes de
réserve
Ajouts aux immobilisations corporelles
Ajouts aux immobilisations incorporelles
Ajouts aux frais de développement liés aux projets
Participations dans des coentreprises
Ajouts aux autres actifs non courants
Produit de la cession d'immobilisations corporelles
Incidence de l’écart de change sur la trésorerie et
les équivalents de trésorerie
(Diminution) augmentation nette de la trésorerie et des
équivalents de trésorerie
Trésorerie et équivalents de trésorerie au début
de l'exercice
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin
de l'exercice
La trésorerie et les équivalents de trésorerie sont
composés des éléments suivants :
Trésorerie
Placements à court terme
Exercices clos les 31 décembre
2013
2012
(montants retraités –
note 2.2.4)
1 885
(28 577)
38 066
(6 798)
527
(103 680)
(27)
(27 799)
(2 923)
(2 962)
76
(132 212)
85
(15 229)
49 496
34 267
23 518
10 749
34 267
—
(68 635)
(34 396)
(23 444)
(6 391)
(186 760)
(1 929)
(5 495)
(4 225)
(27 892)
56
(359 111)
(36)
14 633
34 863
49 496
34 878
14 618
49 496
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 2013 - 64
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 présents états financiers consolidés ont été approuvés par le conseil d’administration le 25 février 2014.
Les présents états financiers consolidés ont été préparés conformément aux méthodes comptables décrites à la note 3.
1. MODE DE PRÉSENTATION ET DÉCLARATION DE CONFORMITÉ
Ces états financiers consolidés ont été préparés au moyen des méthodes comptables conformes 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 Nouvelles IFRS et IFRS révisées ayant une incidence sur la performance financière et la situation
financière de l'exercice considéré et d'un exercice précédent
Application de normes nouvelles et révisées sur la consolidation, les partenariats, les entreprises associées
et les informations à fournir
En mai 2011, un ensemble de cinq normes sur la consolidation, les partenariats, les entreprises associées et les
informations à fournir a été publié; il s'agit notamment d'IFRS 10, États financiers consolidés, d'IFRS 11, Partenariats,
d'IFRS 12, Informations à fournir sur les intérêts détenus dans d'autres entités, d'IAS 27 (modifiée en 2011), États
financiers individuels et d'IAS 28 (modifiée en 2011), Participations dans des entreprises associées et des
coentreprises. Pour l'exercice considéré, la Société a adopté toutes ces normes, sauf IAS 27 qui ne s'applique pas,
car elle porte uniquement sur les états financiers individuels.
L'incidence de l'application de ces normes est présentée ci-dessous :
Incidence de l'application d'IFRS 10
IFRS 10 remplace les dispositions sur les états financiers consolidés d’IAS 27, États financiers individuels et de
SIC-12, Consolidation – Entités ad hoc. IFRS 10 modifie la définition du contrôle de sorte qu'un investisseur contrôle
une entité émettrice lorsqu'il est exposé ou qu'il a droit à des rendements variables en raison de ses liens avec l'entité
émettrice et qu'il a la capacité d'influer sur ces rendements du fait du pouvoir qu'il détient sur celle-ci. Pour satisfaire
à la définition de contrôle aux termes d'IFRS 10, les trois critères suivants doivent être satisfaits : a) l’investisseur
détient le pouvoir sur l’entité émettrice, b) l’investisseur est exposé ou a droit à des rendements variables en raison
de ses liens avec l’entité émettrice et c) l’investisseur a la capacité d’exercer son pouvoir sur l’entité émettrice de
manière à influer sur le montant des rendements qu’il obtient. Auparavant, le contrôle était défini comme le pouvoir
de diriger les politiques financières et opérationnelles d'une entité afin d'obtenir des avantages de ses activités. Des
indications supplémentaires ont été incluses dans IFRS 10 pour expliquer à quel moment un investisseur contrôle
une entité émettrice. En particulier, des indications détaillées ont été établies dans IFRS 10 pour expliquer à quel
moment un investisseur qui détient moins de 50 % des actions avec droit de vote d'une entité émettrice contrôle celle-
ci. Par exemple, pour évaluer si un investisseur ayant moins de la majorité des droits de vote dans une entité émettrice
détient un bloc de droits de vote suffisamment dominant pour remplir le critère relatif au pouvoir, IFRS 10 exige que
l’investisseur prenne en considération tous les faits et circonstances pertinents, tout particulièrement le nombre de
droits de vote qu’il détient par rapport au nombre de droits détenus respectivement par les autres détenteurs de droits
de vote et à leur dispersion.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 65
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
L'application d'IFRS 10 n'a pas eu d'incidence sur la comptabilisation de la Société, car la direction a conclu que
toutes les entités qui ont été consolidées satisfaisaient toujours aux critères relatifs à la nouvelle définition du contrôle
et doivent être consolidées.
Incidence de l'application d'IFRS 11
IFRS 11 remplace IAS 31, Participation dans des coentreprises, et SIC-13, Entités contrôlées conjointement – Apports
non monétaires par des coentrepreneurs. IFRS 11 porte sur le classement d’un partenariat sur lequel deux parties
ou plus exercent un contrôle conjoint. Conformément à IFRS 11, il n'existe que deux types de partenariats : les
entreprises communes et les coentreprises. En vertu d'IFRS 11, le classement des partenariats est déterminé en
fonction des droits et des obligations des parties aux partenariats selon la structure, la forme juridique des partenariats,
les clauses contractuelles fixées par les parties aux partenariats et, lorsque cela est pertinent, d'autres faits et
circonstances. Une entreprise commune est un partenariat dans lequel les parties qui exercent un contrôle conjoint
sur l'entreprise (c.-à-d. les coparticipants) ont des droits sur les actifs, et des obligations au titre des passifs, relatifs
à celle-ci. Une coentreprise est un partenariat dans lequel les parties qui exercent un contrôle conjoint sur l'entreprise
(c.-à-d. les coentrepreneurs) ont des droits sur l'actif net de celle-ci. Auparavant, IAS 31, Participation dans des
coentreprises, regroupait trois types de partenariats : les entités contrôlées conjointement, les activités contrôlées
conjointement et les actifs contrôlés conjointement. Le classement des partenariats conformément à IAS 31 était
essentiellement déterminé selon la forme juridique de l'entreprise (p. ex. un partenariat qui était établi par le biais
d'une entité distincte était comptabilisé comme une entité contrôlée conjointement).
La comptabilisation ultérieure des coentreprises et des entreprises communes est différente. Les participations dans
des coentreprises sont comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence (la méthode de la consolidation
proportionnelle n’est plus permise). Les participations dans des entreprises communes sont comptabilisées de sorte
que chaque coparticipant comptabilise et évalue les actifs et les passifs (ainsi que les produits et les charges liés)
selon sa participation dans l'entreprise conformément aux normes applicables.
Après avoir appliqué IFRS 11, la Société a examiné et évalué la forme juridique et les stipulations des accords
contractuels relatifs aux participations de la Société dans des partenariats. L'application d'IFRS 11 a modifié le
classement et la comptabilisation ultérieure des participations de la Société dans Umbata Falls, L.P. et Parc éolien
communautaire Viger-Denonville, s.e.c. (« Viger-Denonville, s.e.c. »), qui étaient classées en tant qu'entités contrôlées
conjointement conformément à la norme précédente et qui étaient comptabilisées selon la méthode de la consolidation
proportionnelle. En vertu d'IFRS 11, Umbata Falls, L.P. et Viger-Denonville, s.e.c. sont comptabilisées à titre de
coentreprises et les participations de la Société dans celles-ci doivent être comptabilisées selon la méthode de la
mise en équivalence.
Le changement relatif à la comptabilisation de la participation de la Société dans Umbata Falls, L.P. et Viger-Denonville,
s.e.c. a été appliqué conformément aux dispositions transitoires pertinentes. Au 1er janvier 2012, la participation initiale
aux fins de l'application de la méthode de la mise en équivalence correspondait au total des valeurs comptables des
actifs et des passifs que la Société avait auparavant comptabilisés selon la méthode de la consolidation proportionnelle.
Un tel changement de la comptabilisation a eu une incidence sur les montants présentés dans les états financiers
consolidés de la Société (se référer à la note 2.2).
Incidence de l'application d'IFRS 12
IFRS 12 est une norme concernant les informations à fournir et elle s’applique aux entités qui détiennent des intérêts
dans des filiales, des partenariats, des entreprises associées et/ou des entités structurées non consolidées.
L'application d'IFRS 12 a donné lieu à des présentations d'informations plus détaillées aux notes 10, 29 et 30.
IFRS 13, Évaluation de la juste valeur
IFRS 13, Évaluation de la juste valeur, remplace les directives en matière d’évaluation à la juste valeur disséminées
dans les différentes IFRS en imposant une seule définition de la juste valeur ainsi qu’un cadre rigoureux pour évaluer
la juste valeur lorsque cette évaluation est requise en vertu d’autres IFRS. Elle établit aussi les informations à fournir
à cet égard. Ces normes ont été adoptées et appliquées dans le cadre des présents états financiers consolidés. Leur
application n’a eu aucune incidence sur les montants présentés pour l’exercice considéré ou précédent.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 66
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
2.2 Informations supplémentaires selon les IFRS
2.2.1 Incidence de l'application d'IFRS 11 sur les comptes consolidés de résultat pour l'exercice clos le 31 décembre
2012
Produits
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, quote-part
du bénéfice des coentreprises et profit
net latent sur instruments financiers
dérivés
Charges financières
Autres charges, montant net
Bénéfice avant impôt sur le résultat,
amortissements, quote-part du bénéfice
des coentreprises et profit net latent sur
instruments financiers dérivés
Amortissement des immobilisations
corporelles
Amortissement des immobilisations
incorporelles
Quote-part du bénéfice des coentreprises
Profit net latent sur instruments financiers
dérivés
Bénéfice avant impôt sur le résultat
Charge d'impôt :
Exigible
Différé
Perte nette
Perte nette attribuable aux éléments
suivants :
Propriétaires de la société mère
Participations ne donnant pas le
contrôle
Exercice clos le 31 décembre 2012
Montants présentés
antérieurement
Ajustements liés à
IFRS 11
Montants retraités
180 860
(4 205)
176 655
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)
(283)
(131)
—
(3 791)
(1 243)
39
(2 587)
(1 300)
(672)
(1 166)
551
—
—
—
—
—
—
—
—
28 850
9 601
4 412
133 792
62 038
15 566
56 188
42 602
21 163
(1 166)
(7 791)
1 380
1 970
4 793
6 763
(5 383)
1 405
(6 788)
(5 383)
L'application d'IFRS 11 n'a eu aucune incidence sur l'état consolidé du résultat global.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 67
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
2.2.2 Incidence de l'application d'IFRS 11 sur la situation financière consolidée au 31 décembre 2012
Montants présentés
antérieurement
Ajustements liés à
IFRS 11
Montants retraités
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 parties liées
Charges payées d'avance et autres
Comptes de réserve
Immobilisations corporelles
Immobilisations incorporelles
Frais de développement liés aux projets
Participations dans des coentreprises
Instruments financiers dérivés
Actifs d'impôt différé
Goodwill
Autres actifs non courants
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
(2 552)
—
(724)
—
—
(423)
—
(74)
(3 773)
(1 133)
(26 832)
(11 074)
(3 636)
18 935
—
—
—
—
(27 513)
49 496
87 811
50 062
1 816
443
1 693
23 444
4 715
219 480
45 800
1 427 112
429 424
103 529
18 935
6 698
5 846
8 269
31 347
2 296 440
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 68
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
2.2.2 Incidence de l'application d'IFRS 11 sur la situation financière consolidée au 31 décembre 2012 (suite)
Montants présentés
antérieurement
Ajustements liés à
IFRS 11
Montants retraités
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
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
Autres passifs
Composante passif des débentures
convertibles
Passifs d'impôt différé
Capitaux propres
Capital attribuable aux actions
ordinaires
Surplus d'apport découlant de la
réduction du capital sur les actions
ordinaires
Actions privilégiées
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
14 643
41 337
1 541
17 855
64 452
139 828
1 668
64 023
13 063
1 189 649
8 870
79 655
139 265
1 636 021
120 500
656 281
131 069
1 511
1 340
(330 621)
241
580 321
107 611
687 932
2 323 953
—
(85)
—
(656)
(526)
(1 267)
—
(3 215)
(164)
(22 867)
—
—
—
(27 513)
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
(27 513)
14 643
41 252
1 541
17 199
63 926
138 561
1 668
60 808
12 899
1 166 782
8 870
79 655
139 265
1 608 508
120 500
656 281
131 069
1 511
1 340
(330 621)
241
580 321
107 611
687 932
2 296 440
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 69
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
2.2.3 Incidence de l'application d'IFRS 11 sur la situation financière consolidée au 1er janvier 2012
Montants présentés
antérieurement
Ajustements liés à
IFRS 11
Montants retraités
Actif
Actifs courants
Trésorerie et équivalents de trésorerie
Liquidités et placements à court terme
soumis à restrictions
Débiteurs
Actifs d'impôt exigible
Instruments financiers dérivés
Charges payées d'avance et autres
Comptes de réserve
Immobilisations corporelles
Immobilisations incorporelles
Frais de développement liés aux projets
Participations dans des coentreprises
Instruments financiers dérivés
Actifs d'impôt différé
Goodwill
Autres actifs non courants
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
(416)
—
(336)
—
—
(97)
(849)
(915)
(28 124)
(11 750)
(801)
14 499
—
—
—
—
(27 940)
34 863
53 415
36 558
1 664
1 791
3 977
132 268
41 239
1 231 710
429 512
97 241
14 499
8 248
24 485
8 269
17 998
2 005 469
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 70
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
2.2.3 Incidence de l'application d'IFRS 11 sur la situation financière consolidée au 1er janvier 2012 (suite)
Montants présentés
antérieurement
Ajustements liés à
IFRS 11
Montants retraités
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
Tranche à court terme des autres
passifs
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
Autres passifs
Composante passif des débentures
convertibles
Passifs d'impôt différé
Capitaux propres
Capital attribuable aux actions
ordinaires
Surplus d'apport découlant de la
réduction du capital sur les actions
ordinaires
Actions privilégiées
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
12 848
26 616
2 835
20 287
19 475
983
83 044
2 081
71 158
41 267
1 030 037
6 762
79 490
140 454
1 454 293
1
656 281
82 589
1 361
1 340
(277 083)
228
464 717
114 399
579 116
2 033 409
—
(57)
—
(1 227)
(493)
—
(1 777)
—
(2 772)
—
(23 391)
—
—
—
(27 940)
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
(27 940)
12 848
26 559
2 835
19 060
18 982
983
81 267
2 081
68 386
41 267
1 006 646
6 762
79 490
140 454
1 426 353
1
656 281
82 589
1 361
1 340
(277 083)
228
464 717
114 399
579 116
2 005 469
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 71
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
2.2.4 Incidence de l'application d'IFRS 11 sur le tableau consolidé des flux de trésorerie pour l'exercice clos le
31 décembre 2012
Entrées nettes de trésorerie provenant
des activités opérationnelles
Entrées nettes de trésorerie provenant
des activités de financement
Sorties nettes de trésorerie découlant des
activités d'investissement
Incidence de l’écart de change sur la
trésorerie et les équivalents de
trésorerie
Augmentation nette de la trésorerie et
des équivalents de trésorerie
Montants présentés
antérieurement
Ajustements liés à
IFRS 11
Montants retraités
62 181
312 379
(1 274)
494
60 907
312 873
(357 755)
(1 356)
(359 111)
(36)
16 769
—
(2 136)
(36)
14 633
2.3 IFRS nouvelles 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.
En juillet 2013, l'International Accounting Standards Board (« IASB ») a décidé de reporter temporairement la date
d’entrée en vigueur obligatoire d’IFRS 9 et de ne pas spécifier de nouvelle date jusqu'à ce que l'exigence ayant trait
à l'évaluation et au classement des instruments financiers, ainsi qu'à la perte de valeur des actifs financiers, ait été
remplie. La Société surveille l'évolution du travail de l'IASB.
IFRIC 21 – Droits ou taxes
En mai 2013, l’IASB a publié IFRIC 21, Droits ou taxes (« IFRIC 21 »), une interprétation d’IAS 37, Provisions, passifs
éventuels et actifs éventuels (« IAS 37 »), qui porte sur la comptabilisation de droits et de taxes imposés par les
autorités publiques. IAS 37 définit les critères relatifs à la comptabilisation d’un passif, notamment l’exigence pour
l’entité d’avoir une obligation actuelle en raison d’un événement passé (« fait générateur d'obligation »). IFRIC 21
précise que le fait générateur d’obligation qui donne lieu à un passif visant à payer un droit ou une taxe constitue
l’activité décrite dans les lois applicables qui entraîne le paiement du droit ou de la taxe. IFRIC 21 prend effet pour
les exercices ouverts à compter du 1er janvier 2014. La Société évalue actuellement l’incidence prévue de cette
interprétation définitive sur ses états financiers consolidés.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 72
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 une autorité sur la filiale, lorsqu'elle est exposée ou qu’elle a droit à des rendements variables
en raison de ses liens avec la filiale et lorsqu'elle a la capacité d'exercer son pouvoir pour influer sur ses rendements. 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.
Participations dans des coentreprises
Une coentreprise est un partenariat dans lequel les parties qui exercent un contrôle conjoint sur l'entreprise ont des droits
sur l'actif net de celle-ci. Le contrôle conjoint s'entend du partage contractuellement convenu du contrôle exercé sur une
entreprise, qui n'existe que dans le cas où les décisions concernant les activités pertinentes requièrent le consentement
unanime des parties partageant le contrôle.
Les résultats et les actifs et passifs des coentreprises sont comptabilisés dans les présents états financiers consolidés
selon la méthode de la mise en équivalence. Selon cette méthode, une participation dans une coentreprise est initialement
comptabilisée au coût dans l’état consolidé de la situation financière, puis est ajustée par la suite pour comptabiliser la
quote-part de la Société dans le résultat net et les autres éléments du résultat global de la coentreprise. Si la quote-part
de la Société dans les pertes d’une coentreprise est supérieure à sa participation dans celle-ci (y compris toute participation
à long terme qui, en substance, constitue une partie de l’investissement net de la Société dans la coentreprise), la Société
cesse de comptabiliser sa quote-part dans les pertes à venir. Des pertes additionnelles ne sont comptabilisées que dans
la mesure où la Société a contracté une obligation légale ou implicite ou a effectué des paiements au nom de la coentreprise.
Une participation est comptabilisée selon la méthode de la mise en équivalence à partir de la date à laquelle l'entité
émettrice devient une coentreprise. Lors de l'acquisition de la participation dans une coentreprise, tout excédent du coût
de la participation par rapport à la quote-part de la Société dans la juste valeur nette des actifs et des passifs identifiables
de l'entité émettrice est comptabilisé à titre de goodwill, qui est inclus dans la valeur comptable de la participation. Tout
excédent de la quote-part de la Société dans la juste valeur nette des actifs et des passifs identifiables sur le coût de la
participation, après réévaluation, est immédiatement comptabilisé en résultat net.
Les exigences d’IAS 39 sont appliquées pour déterminer s’il est nécessaire de comptabiliser toute perte de valeur liée à
la participation de la Société dans une coentreprise. Lorsque cela est nécessaire, la totalité de la valeur comptable de la
participation (y compris le goodwill) est soumise à un test de dépréciation conformément à IAS 36, Dépréciation d’actifs,
comme un actif unique en comparant sa valeur recouvrable (montant le plus élevé entre la valeur d’utilité et la juste valeur
diminuée des coûts de la vente) avec sa valeur comptable. Toute perte de valeur comptabilisée fait partie de la valeur
comptable de la participation. Toute reprise de cette perte de valeur est comptabilisée selon IAS 36 dans la mesure où la
valeur recouvrable de la participation augmente par la suite.
La Société cesse d'utiliser la méthode de la mise en équivalence à compter de la date à laquelle sa participation cesse
d'être une participation dans une coentreprise. Si la Société conserve une participation dans l'ancienne coentreprise et
que cette participation conservée est un actif financier, la Société évalue la participation conservée à la juste valeur à cette
date, et la juste valeur est considérée comme sa juste valeur lors de la comptabilisation initiale selon IAS 39. La différence
entre la valeur comptable de la coentreprise à la date de cessation de l'application de la méthode de la mise en équivalence,
et la juste valeur des intérêts conservés et tout produit lié à la sortie d'une partie de la participation dans la coentreprise
est incluse dans la détermination du profit ou de la perte à la cession de la coentreprise. En outre, la Société comptabilise
tous les montants comptabilisés antérieurement dans les autres éléments du résultat global au titre de cette coentreprise
de la même manière que si cette coentreprise avait directement sorti les actifs ou les passifs correspondants. Ainsi, dans
le cas où un profit ou une perte comptabilisé antérieurement dans les autres éléments du résultat global par cette
coentreprise serait reclassé en résultat net lors de la sortie des actifs ou des passifs correspondants, la Société reclasse
le profit ou la perte par virement depuis les capitaux propres vers le résultat net (en tant qu'ajustement de reclassement)
lorsqu'elle cesse d'appliquer la méthode de la mise en équivalence.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 73
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Participations dans des entreprises communes
Une entreprise commune est un partenariat dans lequel les parties qui exercent un contrôle conjoint sur l'entreprise ont
des droits sur les actifs, et des obligations au titre des passifs, relatifs à celle-ci. Le contrôle conjoint s'entend du partage
contractuellement convenu du contrôle exercé sur une entreprise, qui n'existe que dans le cas où les décisions concernant
les activités pertinentes requièrent le consentement unanime des parties partageant le contrôle.
Lorsque la Société exerce ses activités aux termes d'entreprises communes, la Société, en tant que coparticipant,
comptabilise les éléments suivants relativement à ses intérêts dans une entreprise commune :
•
•
•
•
•
ses actifs, y compris sa quote-part des actifs détenus conjointement, le cas échéant;
ses passifs, y compris sa quote-part des passifs assumés conjointement, le cas échéant;
les produits qu'elle a tirés de la vente de sa quote-part de la production générée par l'entreprise commune;
sa quote-part des produits tirés de la vente de la production générée par l'entreprise commune;
les charges qu'elle a engagées, y compris sa quote-part des charges engagées conjointement, le cas échéant.
La Société comptabilise les actifs, les passifs, les produits et les charges relatifs à ses intérêts dans une entreprise commune
en conformité avec les IFRS qui s'appliquent à ces actifs, passifs, produits et charges.
Lorsque la Société conclut une transaction (comme une vente ou un apport d'actifs) avec une entreprise commune dans
laquelle une entité faisant partie d'un groupe est un coparticipant, il est considéré que c'est avec les autres parties à
l'entreprise commune que la Société effectue la transaction. Par conséquent, la Société ne doit comptabiliser les gains et
les pertes découlant d'une telle transaction dans ses états financiers consolidés qu'à hauteur des intérêts des autres
parties dans l'entreprise commune.
Lorsque la Société conclut une transaction (comme un achat d'actifs) avec une entreprise commune dans laquelle une
entité faisant partie d'un groupe est un coparticipant, la Société ne doit pas comptabiliser sa quote-part des gains et des
pertes avant d'avoir revendu ces actifs à un tiers.
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 portées en ajustement 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.
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.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 74
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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.
La disponibilité des fonds dans les comptes de liquidités et de placements à court terme soumis à restrictions est limitée
par les conventions de crédit.
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 l’exploitation 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 par les 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.
Les immobilisations corporelles sont amorties selon le mode linéaire sur i) la durée d’utilité estimative des actifs ou ii) la
période pendant laquelle la Société détient les droits sur les actifs, selon la plus courte des deux périodes. 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
incorporées dans le coût de 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 l'incorporation
dans le coût d'un actif.
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 2013 - 75
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
Autres équipements
Contrats de location
Années de fin de
la période d’amortissement
De 2019 à 2088
De 2021 à 2037
2037
2014 à 2019
Durée d’utilité pour
la période d’amortissement
De 15 à 75 ans
De 15 à 25 ans
25 ans
De 3 à 10 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 comprennent divers permis, licences et accords. Les immobilisations incorporelles sont
amorties selon le mode linéaire sur une période se terminant à la date d'échéance des permis, des licences ou des accords
relatifs à chaque installation. 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.
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.
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.
Le 1er juillet 2013, la Société a modifié la durée d'utilité pour la période d'amortissement des immobilisations incorporelles
liées à certaines centrales hydroélectriques au Québec. La durée d'utilité estimée, qui était auparavant équivalente à la
première durée des contrats d'achat d'électricité (les « CAÉ ») respectifs, a été augmentée de 20 à 25 ans, ce qui tient
compte des périodes visant les droits de renouvellement des CAÉ. Ce changement dans l'estimation comptable découle
de l'intention de la Société d'exercer l’option de renouvellement de ses CAÉ. Ce changement d'estimation a été
comptabilisé de façon prospective. L'incidence annuelle estimée de ce changement d'estimation comptable constitue une
diminution d'environ 3 595 $ de la dotation à l'amortissement annuelle pour les 12 prochains mois, puis ce montant
s’amenuisera au cours des périodes futures. Pour la période close le 31 décembre 2013, l'incidence de ce changement
est une diminution de 1 830 $ de la dotation à l'amortissement.
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 2016 à 2082
De 2026 à 2028
2032
De 2016 à 2017
Durée d’utilité pour
la période d’amortissement
De 4 à 69 ans
De 19 à 20 ans
20 ans
3 ans
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 76
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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. Ils sont
comptabilisées au coût moins le cumul des pertes de valeur. La phase de mise en valeur commence lorsqu'une annonce
publique est faite par un service public à l'égard d'un projet potentiel ayant été choisi pour l'obtention d'un contrat d’achat
d’électricité. 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, des immobilisations incorporelles et des frais de
développement liés aux projets 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, de ses immobilisations incorporelles et de ses frais de développement liés aux projets 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.
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 acquis et des passifs repris identifiables
à la date d’acquisition. Si, à la suite d’une réévaluation, le montant net de la valeur des actifs acquis et des passifs repris
identifiables 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’entreprises.
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
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 77
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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 $ plus des intérêts accumulés de 2 517 $ 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 développement ou en
construction de la Société.
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 : à la juste valeur par le biais du
résultat net, prêts et créances, autres passifs financiers, détenus jusqu’à l’échéance ou 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.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 78
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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 (produits) 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 net 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, les prêts consentis à
des parties liées et le dépôt pour l’acquisition d’installations d’Hydroméga 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.
Les dividendes à verser aux actionnaires, les fournisseurs et autres créditeurs, 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 autres passifs
et la composante passif des débentures convertibles 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 des CAÉ, et au niveau 2 lorsqu’il s’agit de swaps de taux d’intérêt
ou de contrats à terme sur obligations.
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.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 79
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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 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.
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, Société en commandite Magpie 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 de chaque installation. En vertu des contrats d’achat d’électricité, la Société doit transférer à Hydro-Québec
75 % des subventions relatives 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 12 463 $ (12 194 $ en 2012) est inclus dans les
produits, 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.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 80
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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.
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 par action de base 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 par action dilué. Le bénéfice par action dilué
est calculé de la même manière que le bénéfice 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, 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.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 81
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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
perte de valeur d’actifs, les durées d’utilité et le caractère recouvrable des immobilisations corporelles, des immobilisations
incorporelles et des frais de développement liés aux projets, 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 si les hypothèses et les estimations changeaient. 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.
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 et incorporelles
Les immobilisations corporelles et incorporelles représentent une partie importante du total de l’actif de la Société. La
Société estime la durée d’utilité des immobilisations corporelles et incorporelles 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, des immobilisations incorporelles et des frais de développement liés aux
projets
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 attribue 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 tenant compte de plusieurs hypothèses, liées notamment à la production, aux bénéfices, aux charges, aux
taux d’intérêt et aux taux d’actualisation.
Entité structurée
En se fondant sur les accords contractuels conclus entre la Société et l'autre partenaire, la Société est arrivée à la conclusion
qu'elle contrôle Kwoiek Creek Resources L.P.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 82
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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
5.1 Acquisition de la Société en commandite Magpie
Le 25 juillet 2013, la Société a conclu l'acquisition de 99,999 % des parts ordinaires dans la centrale hydroélectrique
au fil de l'eau Magpie, située au Québec (l'« acquisition de Magpie »). La Municipalité Régionale de Comté de Minganie
détient 30 % des parts avec droit de vote ainsi qu'une débenture convertible et une débenture ne portant pas intérêt.
La débenture convertible donne le droit à la municipalité de détenir une participation de 30 % dans la centrale à la suite
de la conversion de la débenture qui aura lieu le 1er janvier 2025 ou avant. La Société a réglé le montant d'achat de
28 577 $ au comptant.
La totalité de l'énergie produite par cette centrale est vendue à Hydro-Québec aux termes d'un CAÉ échéant en 2032.
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 de la centrale Magpie a permis d’ajouter une
puissance installée additionnelle d’environ 40,6 MW au portefeuille de centrales hydroélectriques en exploitation de la
Société.
Le tableau suivant reflète la répartition initiale du prix d’achat :
Trésorerie et équivalents de trésorerie
Débiteurs
Charges payées d’avance et autres
Compte de réserve
Immobilisations corporelles
Immobilisations incorporelles
Passifs courants
Dette à long terme
Autres passifs non courants
Passifs d'impôt différé
Participations ne donnant pas le contrôle
Actifs nets acquis
1 885
1 321
52
422
74 460
30 413
(1 203)
(66 024)
(2 428)
(10 320)
(1)
28 577
La répartition initiale du prix d’achat demeure assujettie à la finalisation de l’évaluation des immobilisations corporelles,
des immobilisations incorporelles, des passifs d'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 2013, les produits consolidés et le bénéfice net auraient été de 203 323 $ et
de 45 786 $, respectivement, pour l'exercice clos le 31 décembre 2013.
Les montants des produits et du bénéfice net de la Société en commandite Magpie depuis le 25 juillet 2013, présentés
dans les comptes consolidés de résultat, se sont chiffrés à 5 489 $ et à 1 835 $, respectivement, pour la période de
160 jours close le 31 décembre 2013.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 83
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
5.2 Acquisition de Brown Miller Power L.P.
L'évaluation de l'acquisition de Brown Miller Power L.P. a été finalisée. Le tableau suivant reflète la répartition finale du
prix d’achat :
Débiteurs
Charges payées d’avance et autres
Immobilisations corporelles
Immobilisations incorporelles
Passifs courants
Passifs d'impôt différé
Répartition initiale du
prix d'achat
429
153
64 391
13 436
(9)
(9 765)
68 635
Ajustements ultérieurs
—
—
(14 732)
14 732
—
—
—
Répartition finale du
prix d'achat
429
153
49 659
28 168
(9)
(9 765)
68 635
6. INSTRUMENTS FINANCIERS DÉRIVÉS
La Société détient des swaps de taux d’intérêt 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 contreparties aux contrats sont d’importantes institutions financières,
et la Société ne prévoit pas de défaut de règlement de leur part. L’effet estimé d’une hausse de la courbe des taux de
swap de 0,1 % serait de faire augmenter de 10 323 $ la juste valeur de ces instruments financiers. Inversement, une
baisse de la courbe des taux de swap de 0,1 % ferait diminuer de 10 522 $ la juste valeur de ces instruments financiers.
La Société comptabilise des instruments financiers dérivés incorporés séparément des contrats hôtes (clauses d'inflation).
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 2013, pour la durée restante de ces contrats, actualisé
à un taux de 3,21 %. L’effet estimé d’une hausse du taux d’inflation à long terme de 0,1 % serait de faire diminuer la juste
valeur de ces instruments financiers de 653 $. Une baisse du taux d’inflation à long terme de 0,1 % ferait augmenter la
juste valeur de ces instruments financiers de 650 $.
Le classement de tous les actifs et passifs financiers selon la hiérarchie des justes valeurs est demeuré stable en 2013.
Actifs (passifs) financiers
Au 1er janvier 2013 (montants retraités)
Variation de la juste valeur des instruments
financiers dérivés
Règlements
Profit net (perte nette) latent(e) sur instruments
financiers dérivés
Au 31 décembre 2013
Instruments de
couverture du
taux d’intérêt
(niveau 2)
Clauses
d’inflation
(niveau 3)
Total
(78 007)
8 391
(69 616)
43 733
3 259
46 992
(31 015)
(1 743)
—
(1 743)
6 648
41 990
3 259
45 249
(24 367)
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 84
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Actifs (passifs) financiers
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
Présentés dans les états financiers
Instruments de
couverture du
taux d’intérêt
(niveau 2)
Clauses
d’inflation
(niveau 3)
(87 446)
10 039
(4 688)
14 127
9 439
(78 007)
(1 648)
—
(1 648)
8 391
Total
(montants
retraités)
(77 407)
(6 336)
14 127
7 791
(69 616)
Aux
31 décembre 2013
31 décembre 2012
Actifs courants – Instruments financiers dérivés
Actifs non courants – Instruments financiers dérivés
Passifs courants – Instruments financiers dérivés
Passifs non courants – Instruments financiers dérivés
Risque de taux d’intérêt
7 563
7 066
(12 915)
(26 081)
(24 367)
(montants retraités)
1 693
6 698
(17 199)
(60 808)
(69 616)
Les modalités des contrats réduisant le risque de fluctuation des taux d’intérêt de la Société sont les suivantes :
Valeur nominale
Contrats
Échéance
Option de
résiliation
anticipée
31 décembre
2013
Contrats à terme sur obligations à des taux
variant de 3,04 % à 3,27 % (1,93 % à 2,38 %
en 2012)
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 %
Swaps de taux d’intérêt à des taux variant de
4,27 % à 4,41 %
Swaps de taux d’intérêt à des taux variant de
2,94 % à 4,83 %, amortis
Swaps de taux d’intérêt à des taux variant de
3,35 % à 3,60 %, amortis
Swap de taux d’intérêt au taux de 3,74 %,
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 au taux de 4,61 %,
amorti
Swap de taux d’intérêt au taux de 2,85 %,
amorti
2014
2015
2016
2018
2026
2027
2030
2030
2031
2035
2041
Aucune
Aucune
Aucune
Aucune
Aucune
Aucune
Aucune
2016
2016
2025
2016
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 85
31 décembre
2012
(montants
retraités)
40 000
15 000
3 000
82 600
43 514
42 792
101 780
30 021
47 323
340 000
15 000
3 000
82 600
52 539
39 807
97 723
28 803
45 417
102 818
105 031
19 591
827 298
19 853
530 914
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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.
7. CHARGES OPÉRATIONNELLES
Salaires
Assurances
Exploitation et entretien
Impôts fonciers et redevances
Exercices clos les 31 décembre
2012
2013
(montants retraités)
2 851
2 119
16 367
12 610
33 947
2 665
1 768
13 209
11 208
28 850
Les amortissements comptabilisés dans les comptes consolidés de résultat sont principalement liés aux charges
opérationnelles engagées pour générer des produits.
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 autres passifs
Autres
9. AUTRES (PRODUITS) CHARGES, MONTANT NET
Coûts de transaction
Perte réalisée sur instruments financiers dérivés
Perte (profit) de change réalisé(e)
Profit sur les contreparties conditionnelles
Autres produits, montant net
Perte de valeur des prêts
Indemnisation d'un entrepreneur
Radiation de frais de développement liés aux projets
Règlement de réclamations reçues relativement à une acquisition
Exercices clos les 31 décembre
2012
2013
(montants retraités)
55 971
3 362
729
59 823
1 892
902
1 955
546
40
65 158
1 526
450
—
62 038
Exercices clos les 31 décembre
2012
2013
(montants retraités)
2 766
14 127
(82)
(357)
(1 118)
1 000
(770)
—
—
15 566
609
3 259
369
(19)
(2 832)
—
—
222
(2 000)
(392)
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 86
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
10. PARTICIPATIONS DANS DES COENTREPRISES
10.1 Informations détaillées sur les coentreprises significatives
Le tableau suivant présente des informations détaillées à l'égard des coentreprises significatives de la Société à la fin
de la période de présentation de l'information financière :
Nom de la coentreprise
Activité principale
Province de
constitution et
province où sont
exercées la plupart
des activités
Umbata Falls, L.P.
Viger-Denonville, s.e.c.
Posséder et exploiter une
centrale hydroélectrique
Posséder et exploiter un
parc éolien
Ontario
Québec
Pourcentage des titres de
participation et des droits de vote
détenus par la Société
31 décembre
2013
49 %
50 %
31 décembre
2012
49 %
50 %
Dans les présents états financiers consolidés, les coentreprises sont comptabilisées selon la méthode de la mise en
équivalence.
Le tableau suivant présente un sommaire de l’information financière relative aux coentreprises significatives de la Société.
Le sommaire de l'information financière présentée ci-dessous représente des montants indiqués dans les états financiers
de la coentreprise qui ont été préparés selon les IFRS.
Umbata Falls, L.P.
Sommaire des états de la situation financière
Trésorerie et équivalents de trésorerie
Autres actifs courants
Actifs courants
Au 31 décembre 2013 Au 31 décembre 2012
1 254
1 547
2 801
1 738
1 947
3 685
Au 1er janvier 2012
73
822
895
Actifs non courants
Fournisseurs et autres créditeurs
Autres passifs courants
Passifs courants
Passifs non courants
Capitaux propres
75 864
133
47 839
47 972
1 852
29 725
79 679
83 244
155
2 227
2 382
53 225
26 873
66
3 512
3 578
53 394
27 167
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 87
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Sommaire des comptes de résultat et des états du résultat global
Produits
Charges opérationnelles et frais généraux et
administratifs
Charges financières
Autres produits, montant net
Amortissements
Profit net latent sur instruments financiers dérivés
Bénéfice net et résultat global
Exercices clos les 31 décembre
2013
2012
12 073
746
11 327
2 501
(34)
4 024
(4 694)
9 530
8 581
835
7 746
2 536
(20)
4 025
(448)
1 653
Rapprochement du sommaire de l'information financière présentée ci-dessus et de la valeur comptable de la participation
dans la coentreprise comptabilisée dans les états financiers consolidés :
Actif net de la coentreprise
29 725
26 873
27 167
Au 31 décembre 2013 Au 31 décembre 2012
Au 1er janvier 2012
Pourcentage des titres de participation de
la Société dans la coentreprise
Valeur comptable de la participation de la
Société dans la coentreprise
Dette d'Umbata Falls, L.P.
49 %
49 %
49 %
14 565
13 167
13 311
L’emprunt consiste en un emprunt à terme d’une durée de cinq ans, amorti sur une période de 25 ans à compter de
juillet 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. Il est prévu que le prêt de 46 665 $ échéant en juillet 2014, et
présenté dans les autres passifs courants, sera refinancé.
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 2013, 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 79 500 $.
Viger-Denonville, s.e.c.
Sommaire des états de la situation financière
Trésorerie et équivalents de trésorerie
Autres actifs courants
Actifs courants
Actifs non courants
Fournisseurs et autres créditeurs
Autres passifs courants
Passifs courants
Passifs non courants
Capitaux propres
Au 31 décembre 2013 Au 31 décembre 2012
1 787
7 434
9 221
63 940
183
8 017
8 200
44 813
20 148
3 875
916
4 791
7 274
17
183
200
328
11 537
Au 1er janvier 2012
762
59
821
1 603
48
—
48
—
2 376
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 88
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Sommaire des comptes de résultat et des états du résultat global
Produits
Charges opérationnelles et frais généraux et
administratifs
Charges financières
Autres produits, montant net
Amortissements
Perte nette (profit net) latent(e) sur instruments
financiers dérivés
Bénéfice net et résultat global
Exercices clos les 31 décembre
2013
2012
1 295
131
1 164
231
(3 720)
369
1 517
2 767
—
9
(9)
—
(59)
—
(663)
713
Rapprochement du sommaire de l'information financière présentée ci-dessus et de la valeur comptable de la participation
dans la coentreprise comptabilisée dans les états financiers consolidés :
Actif net de la coentreprise
20 148
11 537
Au 31 décembre 2013 Au 31 décembre 2012
Au 1er janvier 2012
2 376
Pourcentage des titres de participation de
la Société dans la coentreprise
Valeur comptable de la participation de la
Société dans la coentreprise
Dette de Viger-Denonville, s.e.c.
50 %
50 %
50 %
10 074
5 768
1 188
Le 7 août 2013, Viger-Denonville, s.e.c. a conclu un financement de projet sans recours de 61 700 $ pour un emprunt
de construction et un emprunt à terme. Après le début de l'exploitation commerciale du projet, il sera converti en un
emprunt à terme de 18 ans. Au 31 décembre 2013, l'emprunt à terme porte intérêt à un taux variable équivalent aux
taux des acceptations bancaires majoré d'une marge applicable, pour un total de 3,82 %. Viger-Denonville, s.e.c. a
aussi conclu un emprunt à court terme de 5 490 $ portant intérêt à un taux variable selon le taux des acceptations
bancaires majoré d'une marge applicable, pour un total de 3,22 % au 31 décembre 2013, visant à financer la construction
du système de sous-station et de réseau collecteur, pour lequel elle sera en droit d'exiger un remboursement d'Hydro-
Québec en 2014. Les prêteurs ont également accepté de consentir une lettre de crédit d’un montant ne pouvant dépasser
984 $. Au 31 décembre 2013, un montant de 984 $ a été utilisé pour garantir une lettre de crédit. Ces emprunts sont
garantis par la totalité des actifs de Viger-Denonville, s.e.c., d’une valeur comptable d'environ 73 200 $.
Parallèlement à la conclusion du financement, Viger-Denonville, s.e.c. a réglé les contrats à terme sur obligations qui
étaient utilisés pour couvrir le taux d'intérêt applicable à la dette et ainsi protéger le rendement attendu du projet, ce qui
a permis de réaliser un profit sur instruments financiers dérivés de 2 226 $ et de contrebalancer en partie la hausse du
taux d'intérêt applicable à la dette liée au projet. Viger-Denonville, s.e.c. a conclu un swap de taux d'intérêt de 58 520 $,
qui viendra à échéance en 2031 et qui porte intérêt à un taux de 3,40 %.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 89
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
10.2 Engagements des coentreprises
Au 31 décembre 2013, les paiements prévus au titre des engagements liés à Umbata Falls, L.P. et à Viger-Denonville,
s.e.c. sont les suivants :
Années
2014
2015
2016
2017
2018
Par la suite
Total
Umbata Falls, LP
Production hydroélectrique
23 760
613
396
232
108
122
25 231
Production éolienne
Total
4 813
2 200
2 191
2 135
2 106
28 660
42 105
28 573
2 813
2 587
2 367
2 214
28 782
67 336
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.
Viger-Denonville, LP
Le Parc éolien communautaire Viger-Denonville LP a 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.
11. 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 d’attribution d’actions liées au rendement
Paiement fondé sur des actions
Exercices clos les 31 décembre
2012
2013
3 940
566
39
678
295
5 518
3 936
578
227
767
298
5 806
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 90
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
12. 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
Incorporées aux immobilisations corporelles
Incorporées aux frais de développement liés aux projets
13. 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 d’impôt exigible des exercices
précédents
Impôt différé
Charge d’impôt différé comptabilisée pour l’exercice considéré
Augmentation 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 d’impôt comptabilisée pour l’exercice
considéré relativement aux activités poursuivies
Exercices clos les 31 décembre
2012
2013
(montants retraités)
2 851
7 919
1 631
609
2 769
2 552
18 331
2 665
5 339
2 147
1 059
3 737
1 693
16 640
31 décembre 2013
31 décembre 2012
2 639
(21)
2 618
16 003
1 226
—
—
1 014
18 243
20 861
2 039
(69)
1 970
121
—
2 113
1 999
560
4 793
6 763
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 91
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 d’impôt et du bénéfice comptable pour l’exercice :
Bénéfice avant impôt sur le résultat
Taux d’imposition canadien prévu par la loi
Charge d’impôt calculée selon le taux d’imposition prévu par la
loi
Éléments ayant une incidence sur le taux d’imposition
prévu par la loi :
Charges non déductibles
Comptabilisation des pertes fiscales
Bénéfice imposable à un taux autre que le taux d’imposition
canadien prévu par la loi
Augmentation 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
Augmentation des différences temporaires imposables
relativement aux placements dans des filiales et des
coentreprises
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
Ajustements liés à des modifications apportées aux lois
Charge d’impôt sur la perte attribuée aux participations
minoritaires dans des entités non imposables
Autres
Impôt comptabilisé en résultat relativement aux activités
poursuivies
31 décembre 2013
66 292
31 décembre 2012
1 380
26,5 %
17 567
26,0 %
359
473
(520)
—
1 226
—
—
1 262
171
(21)
1 014
(1 260)
943
6
20 861
780
(227)
134
—
2 113
1 999
577
94
(69)
560
—
408
35
6 763
Le taux d’imposition pour 2013 et 2012 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 de la Colombie-Britannique a augmenté le 1er avril 2013, passant de 10 % à 11 %.
b.
Impôt comptabilisé dans les autres éléments du résultat global
31 décembre 2013
31 décembre 2012
Impôt différé
Sur le bénéfice et les charges comptabilisés dans les autres
éléments du résultat global :
Conversion de filiales étrangères autonomes
Tranche désignée de la dette libellée en dollars américains
utilisée comme couverture de placements dans des filiales
étrangères autonomes
Total de l’impôt comptabilisé directement dans les autres
éléments du résultat global
46
(45)
1
(12)
13
1
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 92
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
c.
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
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
31 décembre 2013
31 décembre 2012
—
—
(2 864)
(2 864)
31 décembre 2013
31 décembre 2012
—
80
80
2 216
440
3
443
1 541
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 2013
1 804
(163 689)
(161 885)
31 décembre 2012
5 846
(139 265)
(133 419)
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 93
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Actifs (passifs) d’impôt différé liés aux éléments
suivants :
Immobilisations corporelles
Immobilisations incorporelles
Frais de développement liés aux projets
Placement dans des filiales et dans des
coentreprises
Résultat non rapatrié de filiales étrangères
Instruments financiers dérivés
Dette à long terme
Débentures convertibles
Autres passifs
Frais de financement
Pertes fiscales et impôts minimaux
Au 1er janvier
2013
Comptabilisé
en résultat
net
Comptabilisé
dans les
autres
éléments du
résultat global
Acquisitions/
cessions
Comptabilisé
directement
dans les
capitaux
propres
Écarts de
change,
montant net
Au 31 décembre
2013
(67 345)
(81 738)
(24 529)
(420)
(513)
26 396
(8 554)
(217)
—
3 085
(153 835)
20 416
(133 419)
(13 041)
(4 035)
11 813
(206)
(168)
(11 624)
358
42
13
(1 887)
(18 735)
492
(18 243)
—
—
—
(46)
—
—
—
—
—
—
(46)
45
(1)
(5 729)
(7 748)
—
—
—
—
2 521
—
636
—
(10 320)
—
(10 320)
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
75
(34)
—
—
—
—
—
—
—
—
41
57
98
(86 040)
(93 555)
(12 716)
(672)
(681)
14 772
(5 675)
(175)
649
1 198
(182 895)
21 010
(161 885)
Au 31 décembre 2013, la Société, ses filiales et ses coentreprises avaient des pertes autres qu’en capital totalisant environ 82 000 $ qui peuvent être utilisées pour réduire
le bénéfice imposable futur. Ces pertes autres qu’en capital viennent à échéance graduellement entre 2027 et 2033.
La Société a comptabilisé des actifs d’impôt différé sur des pertes autres qu’en capital, car il est probable que le bénéfice imposable pourra être utilisé pour réduire les
différences temporaires déductibles.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 94
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Au 1er janvier
2012
Comptabilisé
en résultat net
Comptabilisé
dans les autres
éléments du
résultat global
Acquisitions/
cessions
Comptabilisé
directement
dans les
capitaux
propres
Écarts de
change,
montant net
Au 31 décembre
2012
Actifs (passifs) d’impôt différé liés aux
éléments suivants :
Immobilisations corporelles
Immobilisations incorporelles
Frais de développement liés aux projets
Placement dans des filiales et dans des
coentreprises
(62 441)
(75 290)
(8 589)
2 399
1 738
(15 940)
(2 910)
2 478
Résultat non rapatrié de filiales
étrangères
Instruments financiers dérivés
Dette à long terme
Débentures convertibles
Frais de financement
Pertes fiscales et impôts minimaux
(399)
24 875
(8 425)
(262)
4 109
(129 332)
13 363
(115 969)
(114)
1 521
(129)
45
(3 888)
(11 890)
7 097
(4 793)
—
—
—
12
—
—
—
—
—
12
(13)
(1)
(7 275)
(8 201)
—
—
—
—
—
—
—
(15 476)
—
(15 476)
—
—
—
—
—
—
—
—
2 864
2 864
—
2 864
(28)
15
—
—
—
—
—
—
—
(13)
(31)
(44)
(67 345)
(81 738)
(24 529)
(420)
(513)
26 396
(8 554)
(217)
3 085
(153 835)
20 416
(133 419)
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 95
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 – de type produits
Pertes fiscales – de type capital
Coûts de transaction
31 décembre 2013
31 décembre 2012
8 079
569
2 842
11 490
4 284
569
3 095
7 948
Les pertes fiscales – de type produits – non comptabilisées viendront à échéance graduellement entre 2029 et 2031.
14. CALCUL DU BÉNÉFICE ATTRIBUABLE AUX ACTIONNAIRES ORDINAIRES
Le bénéfice net attribuable aux propriétaires de la société mère est ajusté en fonction des dividendes sur les actions
privilégiées de la façon suivante :
Bénéfice net attribuable aux propriétaires de la société mère
Dividendes déclarés sur les actions privilégiées
Bénéfice net (perte nette) attribuable aux actionnaires ordinaires
Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires (en milliers)
Bénéfice net (perte nette) par action, de base (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)
Bénéfice net (perte nette) par action, dilué(e) (en $) (b)
Exercices clos les 31 décembre
2012
2013
48 170
(7 391)
40 779
94 694
0,43
94 694
86
94 780
0,43
1 405
(4 250)
(2 845)
86 557
(0,03)
86 557
151
86 708
(0,03)
a. Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2013, 2 013 420 des 3 073 684 options sur actions (1 263 000 des
2 736 684 options sur actions au 31 décembre 2012) et 7 558 684 actions qui peuvent être émises à la conversion
de débentures convertibles (7 558 684 actions au 31 décembre 2012) 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.
b. Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2012, 1 473 684 options sur actions ont été exclues du calcul de la perte
nette par action diluée, car elles avaient un effet antidilutif en raison de la perte nette attribuable aux actionnaires
ordinaires.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 96
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
15. LIQUIDITÉS ET PLACEMENTS À COURT TERME SOUMIS À RESTRICTIONS
Comptes de liquidités soumises à restrictions
Comptes de produit d'emprunts soumis à restrictions
Comptes de paiement affecté aux emprunts
Au 31 décembre 2013 Au 31 décembre 2012
7 676
73 539
6 596
87 811
19 975
23 115
6 655
49 745
Dans le cadre des conventions de crédit de Kwoiek Creek L.P. et de Northwest Stave, la Société possède des comptes
de liquidités soumises à restrictions et des comptes de produit d'emprunts soumis à restrictions. Le solde du produit des
emprunts est détenu dans un compte de produits soumis à restrictions géré par les prêteurs de Kwoiek Creek et de
Northwest Stave, et les sommes sont transférées périodiquement dans les liquidités soumises à restrictions afin de
financer la construction du projet Kwoiek Creek et du projet Northwest Stave. Par ailleurs, les liquidités soumises à
restrictions sont utilisées pour payer les coûts des travaux de construction exigibles du projet Kwoiek Creek et du projet
Northwest Stave, 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 six centrales hydroélectriques au fil de l'eau Harrison Hydro L.P. (les "centrales en exploitation de
Harrison"), la Société maintient certains comptes de paiement affecté aux emprunts. Au titre des comptes de paiement
affecté aux emprunts, un virement mensuel correspondant à un sixième du prochain paiement semestriel au titre des
obligations ainsi qu’un virement mensuel correspondant à un tiers du prochain paiement trimestriel exigible en vertu des
obligations subordonnées émises et en circulation doivent être effectués. Les versements au titre des emprunts prioritaires
et subordonnés sont prélevés sur ce compte à leur date d’échéance.
16. DÉBITEURS
Créances clients
Taxes à la consommation
Crédits d’impôt à l’investissement
Paiement à recevoir au titre des immobilisations corporelles
Autres
Au 31 décembre 2013 Au 31 décembre 2012
(montants retraités)
14 787
1 595
1 898
—
1 519
19 799
18 458
10 243
1 487
15 257
4 617
50 062
La quasi-totalité des créances clients de la Société proviennent des ventes d’électricité effectuées à des sociétés de
services publics, y compris Hydro-Québec, British Columbia Hydro, Hydro One Inc. et ses sociétés affiliées, 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 Hydro One Inc. et de ses sociétés affiliées, en vertu des CAÉ auxquels elle est partie. Hydro One Inc.
et ses sociétés affiliées détiennent 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.
Les taxes à la consommation et les crédits d'impôt à l'investissement sont à recevoir des gouvernements fédéral et
provinciaux à la suite du développement et de la construction des projets. Une tranche du montant à recevoir au titre des
immobilisations corporelles devait également être payée par Hydro-Québec et était liée au parc éolien Gros Morne.
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 2013 - 97
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
17. COMPTES DE RÉSERVE
Réserves au 1er janvier 2013 (montants retraités)
Réserves acquises dans le cadre d'acquisitions
d'entreprises (note 5.1)
(Prélèvements) investissements dans les réserves,
montant net
Incidence des variations du taux de change
Réserves à la fin de l'exercice
Moins :
Tranche à court terme
Tranche à long terme
Réserves au 1er janvier 2012
Investissements (prélèvements) dans les réserves,
montant net
Incidence des variations du taux de change
Réserves à la fin de l'exercice
Moins :
Tranche à court terme
Tranche à long terme
Réserve pour
l’énergie
hydrologique/
éolienne
45 291
—
(1 362)
43
43 972
(1 771)
42 201
Réserve
pour travaux
d’entretien majeurs
2 325
422
835
8
3 590
—
3 590
31 décembre 2013
Total
47 616
422
(527)
51
47 562
(1 771)
45 791
Réserve pour
l’énergie
hydrologique/
éolienne
Réserve
pour travaux
d’entretien
majeurs
38 357
6 948
(14)
45 291
(1 816)
43 475
2 882
(557)
—
2 325
—
2 325
31 décembre 2012
Total
(montants retraités)
41 239
6 391
(14)
47 616
(1 816)
45 800
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 395 $ (276 $ en 2012).
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 27 $ (21 $ en 2012).
Placements des comptes de réserve
Titres garantis par le gouvernement
Placements à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie
Échéance
2014
2014
Valeur de marché
664
16 005
30 893
47 562
Valeur comptable nette
664
16 005
30 893
47 562
La valeur de marché des titres garantis par le gouvernement 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 perte de valeur de ces instruments financiers puisque les cotes de solvabilité des contreparties sont
élevées.
La disponibilité d’un montant de 42 797 $ (41 408 $ en 2012) dans les comptes de réserve est soumise à des restrictions
en vertu d’ententes de crédit.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 98
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
18. IMMOBILISATIONS CORPORELLES
Terrains
Centrales
hydroélectriques
Parcs éoliens
Installation
solaire
Installations
en construction
Autres
équipements
Total
Coût
Au 1er janvier 2013 (montants
retraités)
Ajouts
Acquisitions d'entreprises (note 5)
Transfert d’actifs lors de la mise en
service
Transfert à partir de projets en cours
de développement
Cessions
Autres variations
Écarts de change, montant net
Au 31 décembre 2013
Cumul de l’amortissement
Au 1er janvier 2013 (montants
retraités)
Amortissement
Cessions
Autres variations
Écarts de change, montant net
Au 31 décembre 2013
2 105
30
—
—
—
—
—
6
2 141
—
—
—
—
—
—
920 368
6 945
59 606
75 177
—
—
605
364
1 063 065
(83 609)
(23 815)
—
2
(107)
(107 529)
370 819
1 213
—
124 133
100
—
140 901
87 926
—
—
—
(75 177)
—
(99)
(1 204)
—
370 729
(47 255)
(17 517)
—
—
—
(64 772)
—
—
(28)
—
124 205
(3 965)
(5 950)
—
—
—
(9 915)
47 565
—
527
—
201 742
—
—
—
—
—
—
6 127
1 453
122
—
32
(240)
(29)
8
7 473
(2 512)
(1 392)
156
29
(3)
(3 722)
1 564 453
97 667
59 728
—
47 597
(339)
(129)
378
1 769 355
(137 341)
(48 674)
156
31
(110)
(185 938)
Valeur nette au 31 décembre 2013
2 141
955 536
305 957
114 290
201 742
3 751
1 583 417
La totalité des immobilisations corporelles est donnée en garantie des financements de projet respectifs ou du financement de la Société.
Les ajouts au cours de l'exercice considéré comprennent des frais de financement incorporés dans le coût de l’actif de 13 359 $ (5 104 $ en 2012), engagés avant
l’utilisation prévue des immobilisations.
Les frais de financement liés à un financement de projet précis sont intégralement incorporés dans le coût de l’actif de l’immobilisation corporelle visée. Les frais de
financement liés à la facilité à terme de crédit rotatif sont incorporés dans le coût de l’actif pour la tranche du financement qui se rapporte à l’immobilisation corporelle
visée.
Le coût des installations a été réduit en raison de crédits d’impôt à l’investissement de 1 161 $ (472 $ au 31 décembre 2012).
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 99
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Terrains
Centrales
hydroélectriques
Parcs éoliens
Installation
solaire
Installations
en construction
Autres
équipements
Coût
Au 1er janvier 2012
Ajouts
Acquisitions d'entreprises (note 5)
Transfert d'actifs lors de la mise en
service
Cessions
Autres variations
Écarts de change, montant net
Au 31 décembre 2012
Cumul de l'amortissement
Au 1er janvier 2012
Amortissement
Cessions
Écarts de change, montant net
Au 31 décembre 2012
1 887
—
220
—
—
—
(2)
2 105
—
—
—
—
—
855 830
604
64 112
—
(63)
—
(115)
920 368
(61 551)
(22 094)
8
28
(83 609)
303 101
2 709
—
64 036
—
973
—
370 819
(31 918)
(15 337)
—
—
(47 255)
—
129
—
123 980
—
24
—
124 133
—
(3 965)
—
—
(3 965)
161 239
167 678
—
(188 016)
—
—
—
140 901
—
—
—
—
—
4 577
1 771
59
—
(277)
—
(3)
6 127
(1 455)
(1 206)
149
—
(2 512)
Total
(montants
retraités)
1 326 634
172 891
64 391
—
(340)
997
(120)
1 564 453
(94 924)
(42 602)
157
28
(137 341)
Valeur nette au 31 décembre 2012
2 105
836 759
323 564
120 168
140 901
3 615
1 427 112
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 100
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
19. IMMOBILISATIONS INCORPORELLES
Coût
Au 1er janvier 2013 (montants
retraités)
Ajouts
Acquisitions d’entreprises
(note 5)
Transfert d’actifs lors de la mise
en service
Transfert à partir de projets en
cours de développement
Autres variations
Écarts de change, montant net
Au 31 décembre 2013
Cumul de l’amortissement
Au 1er janvier 2013 (montants
retraités)
Amortissement
Autres variations
Écarts de change, montant net
Au 31 décembre 2013
Valeur nette au 31 décembre
2013
Coût
Au 1er janvier 2012
Ajouts
Acquisitions d’entreprises
(note 5)
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
Installations
hydroélectriques
Parcs
éoliens
Installation
solaire
Installations
en
construction
Total
426 334
—
45 145
7 000
—
5
135
478 619
(74 924)
(15 552)
(5)
(45)
(90 526)
81 582
—
—
—
—
—
—
81 582
(20 003)
(4 457)
—
—
(24 460)
9 538
—
—
—
—
—
—
9 538
(298)
(477)
—
—
(775)
7 195
—
524 649
—
—
45 145
(7 000)
12 111
(191)
—
12 115
—
—
—
—
—
—
12 111
(186)
135
581 854
(95 225)
(20 486)
(5)
(45)
(115 761)
388 093
57 122
8 763
12 115
466 093
Installations
hydroélectriques
Parcs
éoliens
Installation
solaire
Installations
en
construction
Total
(montants
retraités)
406 904
6 038
13 436
—
(44)
426 334
(58 994)
(15 942)
12
(74 924)
80 144
1 438
—
—
—
81 582
(15 080)
(4 923)
—
(20 003)
—
—
—
9 538
—
9 538
—
(298)
—
(298)
16 538
195
503 586
7 671
—
13 436
(9 538)
—
7 195
—
(44)
524 649
—
—
—
—
(74 074)
(21 163)
12
(95 225)
351 410
61 579
9 240
7 195
429 424
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 101
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
20. FRAIS DE DÉVELOPPEMENT LIÉS AUX PROJETS
Coût
Solde au début de l'exercice
Ajouts
Transfert aux immobilisations corporelles
Transfert aux immobilisations incorporelles
Radiation de frais de développement liés aux projets
Solde à la fin de l'exercice
31 décembre 2013
31 décembre 2012
(montants retraités)
103 529
38 044
(47 597)
(12 111)
(222)
81 643
97 241
6 288
—
—
—
103 529
Pour les exercices clos les 31 décembre 2013 et 2012, la Société a effectué un test de dépréciation annuel à l’égard des
frais de développement liés aux projets. Selon le résultat de ces tests, aucune perte de valeur n'a dû être inscrite.
Le montant recouvrable des frais de développement liés aux projets est déterminé en fonction d'un calcul de la valeur
d’utilité fondé sur des projections de flux de trésorerie elles-mêmes basées sur des budgets de projets comparatifs
approuvés par la direction couvrant une période allant de 40 à 75 ans, ainsi qu’un taux d’actualisation avant impôt de
7,84 % à 9,00 % (9,92 % en 2012).
Les hypothèses utilisées pour établir le montant recouvrable des actifs sont les suivantes :
•
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 par projet.
• Chaque unité génératrice de trésorerie correspond à une centrale hydroélectrique.
•
Les flux de trésorerie futurs prévus sont fondés sur les budgets de projets comparatifs de chaque unité
génératrice de trésorerie. Les budgets ont été élaborés selon les débits d’eau moyens à long terme. Ces
moyennes à long terme avoisinent les résultats réels.
Le nombre de projets qui seront développés et le moment où il le seront.
•
Les ajouts au cours de l'exercice considéré comprennent des intérêts capitalisés de 622 $ (304 $ en 2012).
21. GOODWILL
Le tableau suivant présente l’attribution du goodwill à chacune des unités génératrices de trésorerie :
St-Paulin
Portneuf
Chaudière
Total du goodwill
Au 31 décembre 2013 Au 31 décembre 2012
935
4 166
3 168
8 269
935
4 166
3 168
8 269
Pour les exercices clos les 31 décembre 2013 et 2012, la Société a effectué des tests de dépréciation annuels 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 avant impôt de 6,84 % (7,78 % en 2012).
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 102
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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 selon les débits d’eau moyens
à long terme. Ces moyennes à long terme avoisinent les résultats réels.
22. FOURNISSEURS ET AUTRES CRÉDITEURS
Fournisseurs et autres créditeurs
Tranche à court terme des retenues de garantie au titre de la
construction
Intérêts à payer
Taxes à la consommation
Au 31 décembre 2013 Au 31 décembre 2012
(montants retraités)
32 750
7 129
6 548
1 831
48 258
24 273
7 642
6 431
2 906
41 252
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 103
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
23. DETTE À LONG TERME
Au 31 décembre 2013 Au 31 décembre 2012
(montants retraités)
Facilité à terme de crédit rotatif a)
Avances au taux préférentiel renouvelables jusqu’en 2018 (taux de
3,60 %, 3,85 % en 2012)
Acceptations bancaires renouvelables jusqu’en 2018 (taux de
2,57 %, 3,04 % en 2012)
Avances au taux LIBOR, 13 900 $ US, renouvelables jusqu’en 2018
(taux de 1,54 %, 2,10 % en 2012)
Emprunts à terme
Fitzsimmons Creek, emprunt à terme, taux variable, échéant
en 2016 (taux de 2,37 %, 2,37 % en 2012) b)
Hydro-Windsor, emprunt à terme, taux fixe de 8,25 %, échéant en
2016 c)
Montagne-Sèche, emprunt à terme, taux variable, échéant en 2016
(taux de 3,72 %, 3,73 % en 2012) d)
Magpie, crédit-relais, taux fixe de 2,33 %, échéant en 2017 e)
Magpie, débenture, taux fixe de 5,30 %, échéant en 2017 e)
Rutherford Creek, emprunt à terme, taux fixe de 6,88 %, échéant
en 2024 f)
Ashlu Creek, emprunt à terme, taux variable, échéant en 2025 (taux
de 2,81 %, 2,66 % en 2012) g)
Magpie, débenture convertible, taux fixe de 6,16 %, convertible en
2025 e)
L’Anse-à-Valleau, emprunt à terme, taux variable, échéant en 2026
(taux de 2,32 %, 2,33 % en 2012) h)
Carleton, emprunt à terme, taux variable, échéant en 2027 (taux de
3,28 %, 2,72 % en 2012) i)
Stardale, emprunt à terme, taux variable, échéant en 2030 (taux de
3,47 %, 3,48 % en 2012) j)
Magpie, emprunt à terme, taux fixe de 4,37 %, échéant en 2031 e)
Kwoiek Creek, taux fixe de 14 % k)
Kwoiek Creek, prêt pour la construction, taux fixe de 5,08 % k)
Northwest Stave River, prêt pour la construction, taux fixe de
5,30 % l)
Autres emprunts dont les échéances et les taux d’intérêt diffèrent
Obligations
Centrales en exploitation de Harrison, obligation prioritaire à
rendement réel échéant en 2049 (taux de 3,97 %, même taux en
2012) m), p)
Centrales en exploitation de Harrison, obligation prioritaire à taux
fixe de 6,61% échéant en 2049 n), p)
Centrales en exploitation de Harrison, obligation subordonnée à
rendement réel échéant en 2049 (taux de 5,04%, même taux en
2012) o), p)
Frais de financement différés
Tranche à court terme de la dette à long terme (déduction faite des
frais de financement différés de néant, 33 $ en 2012)
Tranche à long terme
20
170 480
14 784
21 791
3 186
28 803
1 156
1 399
45 757
98 822
5 497
41 188
51 712
106 220
56 566
3 662
168 500
71 972
116
223 049
211 681
27 031
1 353 392
(13 025)
1 340 367
(26 649)
1 313 718
20
189 780
13 829
22 133
4 145
30 021
—
—
48 634
100 810
—
43 515
43 412
110 630
—
150
168 500
—
222
225 137
213 738
26 760
1 241 436
(10 728)
1 230 708
(63 926)
1 166 782
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 104
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
a) Facilité à terme de crédit rotatif
Le 17 juin 2013, la Société a prolongé sa facilité à terme de crédit rotatif de 425 000 $ d'une nouvelle durée de cinq ans
venant à échéance en 2018. Toutes les modalités du prêt demeurent inchangées et ses conditions d'utilisation sont plus
souples.
Au 31 décembre 2013, une avance au taux LIBOR de 14 784 $ (13 900 $ US), des avances au taux des acceptations
bancaires et des avances au taux préférentiel totalisant 170 500 $ ont été consenties en vertu de cette facilité. Un
montant de 30 349 $ a été utilisé pour garantir des lettres de crédit. Par conséquent, la tranche inutilisée et disponible
de la facilité s’élève à 209 367 $. La valeur comptable des actifs de la Société et des filiales qui ont été donnés en
garantie en vertu de cette facilité totalise environ 694 500 $.
b) Fitzsimmons Creek
L’emprunt consiste en un emprunt à terme d’une durée de cinq ans, amorti sur une période de 30 ans à compter de
décembre 2011. Les avances sur l'emprunt portent intérêt au taux des acceptations bancaires majoré d’une marge
applicable. Les remboursements de capital sont variables et s’établissent à 278 $ pour 2014.
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 2013, 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
25 600 $.
c) Hydro-Windsor
L’emprunt consiste en un emprunt à terme d’une durée de 20 ans, à compter de 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 2014 s'établissent à 960 $. Cet emprunt
est garanti par les actifs d'Hydro-Windsor, S.E.C., d’une valeur comptable d’environ 11 200 $.
d) Montagne-Sèche
L’emprunt consiste en un emprunt à terme d’une durée de quatre ans, amorti sur une période de 18,5 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 1 318 $ pour 2014.
Les prêteurs ont également accepté de consentir une facilité sous forme de lettres de crédit d’un montant ne pouvant
dépasser 445 $. Au 31 décembre 2013, un montant de 445 $ a été utilisé pour garantir une lettre de crédit. L'emprunt
est garanti par les actifs d’Innergex Montagne-Sèche, S.E.C., d’une valeur comptable d’environ 40 600 $.
e) Magpie
Dans le cadre de l'acquisition de Magpie, la Société a repris un emprunt à terme de 49 251 $ portant intérêt à un taux
de 6,36 %, remboursable au moyen de paiements mensuels de capital et d’intérêts réunis totalisant 379 $ et arrivant à
échéance le 1er décembre 2031, ainsi qu'un crédit-relais de 1 188 $ portant intérêt à 6,06 %, remboursable au moyen
de paiements mensuels de capital et d’intérêts réunis totalisant 27 $ et arrivant à échéance le 1er août 2017. L’emprunt
à terme a été comptabilisé à sa juste valeur de marché de 57 420 $ au moment de l'acquisition de Magpie, pour un taux
d'intérêt effectif de 4,37 %; quant au crédit-relais, il a été comptabilisé à sa juste valeur de marché de 1 281 $ au moment
de l'acquisition de Magpie, pour un taux d'intérêt effectif de 2,33 %.
Ces emprunts sont remboursables en versements mensuels. Les remboursements de capital relatifs à l'emprunt à terme
varient et s'établissent à 1 495 $ pour 2014; les remboursements de capital relatifs au crédit-relais s'établissent à 271 $
pour 2014. Les prêts sont garantis par les actifs de Société en commandite Magpie, d’une valeur comptable d’environ
106 900 $.
Dans le cadre de l'acquisition de Magpie, la Société a repris une débenture de 2 000 $ ne portant pas intérêt, remboursable
au moyen de versements annuels de 400 $ et arrivant à échéance le 31 décembre 2017. La débenture a été
comptabilisée à sa juste valeur de marché de 1 778 $ au moment de l'acquisition de Magpie, pour un taux d'intérêt
effectif de 5,30 %.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 105
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Dans le cadre de l'acquisition de Magpie, la Société a repris une débenture convertible de 3 000 $ portant intérêt à un
taux de 15,50 % et arrivant à échéance en 2025. La débenture convertible a été comptabilisée à sa juste valeur de
marché de 5 545 $ au moment de l'acquisition de Magpie, pour un taux d'intérêt effectif de 6,16 %. La débenture
convertible donne le droit à la municipalité de détenir une participation de 30 % dans la centrale à la suite de la conversion
de la débenture qui aura lieu au plus tard le 1er janvier 2025. La conversion anticipée est laissée à la discrétion de la
Société.
f) 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 3 081 $ pour 2014. L'emprunt
est garanti par les actifs de Rutherford Creek Power Limited Partnership, d’une valeur comptable d’environ 86 500 $.
g) 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 sont variables et s’établissent à
2 355 $ pour 2014.
Les prêteurs ont également accepté de consentir une facilité sous forme de lettres de crédit d’un montant ne pouvant
dépasser 3 000 $. Au 31 décembre 2013, un montant de 1 595 $ a été utilisé pour garantir une lettre de crédit. L'emprunt
est garanti par les actifs de l’installation hydroélectrique d’Ashlu Creek, d’une valeur comptable d’environ 172 200 $.
h) L’Anse-à-Valleau
L’emprunt consiste en un emprunt à terme d’une durée de 18,5 ans, à compter de 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 sont variables et
s’établissent à 2 472 $ pour 2014.
Les prêteurs ont également accepté de consentir une facilité de crédit de 1 200 $ afin de garantir des lettres de crédit.
Au 31 décembre 2013, un montant de 423 $ a été utilisé pour garantir une lettre de crédit. L'emprunt est garanti par les
actifs d’Innergex AAV, S.E.C., d’une valeur comptable d’environ 67 100 $.
i) Carleton
Le 26 juin 2013, la Société a obtenu un emprunt à terme sans recours de 52 800 $ afin de refinancer la tranche de sa
participation dans le parc éolien Carleton. L’emprunt consiste en un emprunt à terme d’une durée de 14 ans, amorti sur
une période de 14 ans à compter du 26 juin 2013. 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 sont variables et s’établissent à 2 650 $ pour 2014.
Cette dette est garantie par la totalité des actifs d’Innergex CAR, S.E.C., d’une valeur comptable d’environ 85 700 $.
j) Stardale
L’emprunt consiste en un emprunt à terme d’une durée de 18 ans, à compter de 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 4 578 $ pour 2014. L'emprunt porte intérêt au taux des acceptations bancaires majoré d’une marge
applicable.
Les prêteurs ont également accepté de consentir une facilité sous forme de lettres de crédit d’un montant ne pouvant
dépasser 5 600 $. Au 31 décembre 2013, un montant de 5 600 $ a été utilisé pour garantir deux lettres de crédit.
L'emprunt est garanti par les actifs de Stardale L.P., d’une valeur comptable d’environ 128 000 $.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 106
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
k) Kwoiek Creek
Le partenaire de la Société dans le projet Kwoiek Creek a consenti un prêt à Kwoiek Creek Resources Limited Partnership.
Selon les ententes liées au projet, chaque partenaire peut participer au financement du projet. Les prêts portent intérêt
à un taux de 14 %. Le prêt mis à la disposition de Kwoiek Creek Resources, Limited Partnership par le partenaire s’élève
à 3 662 $. 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’élève à 55 471 $ au 31 décembre 2013.
Le 17 juillet 2012, Kwoiek Creek Resources, Limited Partnership a conclu un financement de projet sans recours pour
un prêt de construction et un emprunt à terme de 168 500 $ visant le projet Kwoiek Creek. L'emprunt porte intérêt à un
taux fixe de 5,08 %; il sera converti en un emprunt à terme d'une durée de 39 ans après le début de l'exploitation
commerciale du projet et il sera amorti sur une période de 36 ans trois ans plus tard. Cet emprunt est garanti par les
actifs de Kwoiek Creek Resources, L.P., d’une valeur comptable d’environ 190 900 $.
l) Northwest Stave River
Le 23 mai 2013, la Société a conclu un financement de projet sans recours de 71 972 $ pour un prêt de construction et
un emprunt à terme visant le projet hydroélectrique Northwest Stave River. Le prêt de construction porte intérêt à un
taux fixe de 5,30 %; il sera converti en un emprunt à terme de 40 ans lors de la mise en service du projet et il sera amorti
sur une période de 35 ans à compter de la sixième année. L'emprunt est garanti par les actifs de Northwest Stave River
L.P., d’une valeur comptable d’environ 93 900 $.
m) 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 paiements
semestriels se chiffraient à 5 790 $ avant ajustement pour tenir compte de l’IPC (6 382 $ après l'ajustement selon l'IPC
en 2013). Le 1er décembre 2031, les paiements diminueront à 4 481 $, avant ajustement de l’IPC, jusqu’à l’échéance
de l’obligation. Pour 2014, les remboursements de capital s’établissent à 5 244 $. L’obligation est garantie par les
centrales en exploitation de Harrison.
n) 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 6,61 %. Les paiements sur
cette obligation sont exigibles sur une base semestrielle. L’obligation arrivera à échéance le 1er septembre 2049.
Les paiements semestriels se chiffrent à 8 072 $. Le 1er septembre 2031, les paiements diminueront à 6 724 $ jusqu’à
l’échéance de l’obligation. Pour 2014, les remboursements de capital s’établissent à 2 937 $. L’obligation est garantie
par les centrales en exploitation de Harrison.
o) 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 paiements trimestriels d’intérêts se chiffraient à 291 $ avant
ajustement pour tenir compte de l’IPC (321 $ après l'ajustement selon l'IPC en 2013). Le 1er juin 2017, les paiements
augmenteront à 389 $, avant ajustement de l’IPC, jusqu’à l’échéance de l’obligation. Le remboursement du principal ne
commence pas avant le 1er juin 2017. L’obligation est garantie par les centrales en exploitation de Harrison.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 107
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
p) 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 674 000 $.
Solde au 31 décembre 2012
Intérêts compensatoires au titre de
l’inflation
Remboursement du principal
Amortissement de la réévaluation
Solde au 31 décembre 2013
Obligation
prioritaire à
rendement réel
225 137
Obligation
prioritaire à
taux fixe
213 738
Obligation
subordonnée à
rendement réel
26 760
1 698
(5 097)
1 311
223 049
—
(2 780)
722
211 680
194
—
77
27 031
Total
465 635
1 892
(7 877)
2 110
461 760
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.
Remboursements de capital
Les remboursements de capital prévus au cours des prochains exercices, excluant les réévaluations, sont les suivants :
Remboursements
de capital
Amortissement
de la réévaluation
Dette à long terme
28 061
29 971
74 769
31 433
218 427
1 023 081
1 405 742
(1 412)
(1 469)
(1 533)
(1 575)
(1 540)
(44 821)
(52 350)
26 649
28 502
73 236
29 858
216 887
978 260
1 353 392
2014
2015
2016
2017
2018
Par la suite
24. AUTRES PASSIFS
Les autres passifs, qui comprennent les montants présentés dans les passifs courants, se composent des contreparties
conditionnelles et des obligations liées à la mise hors service d’immobilisations corporelles relatives aux installations de la
Société.
Au 1er janvier 2013
Passif repris dans le cadre de l'acquisition d’une
entreprise (note 5.1)
Charge de désactualisation incluse dans les
charges financières
Profit sur les contreparties conditionnelles
Révisions des flux de trésorerie estimatifs
Au 31 décembre 2013
Tranche à court terme des autres passifs
Tranche à long terme des autres passifs
Contreparties
conditionnelles
Obligations liées à
la mise hors service
d'immobilisations
corporelles
Total
2 775
2 428
280
(19)
—
5 464
(362)
5 102
6 095
—
266
—
(896)
5 465
—
5 465
8 870
2 428
546
(19)
(896)
10 929
(362)
10 567
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 108
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Contreparties
conditionnelles
Obligations liées à la
mise hors service
d'immobilisations
corporelles
Total
(montants retraités)
3 887
(357)
(983)
228
—
—
2 775
3 858
—
—
222
1 018
997
6 095
7 745
(357)
(983)
450
1 018
997
8 870
Au 1er janvier 2012
Passif recouvré
Contreparties conditionnelles versées
Charge de désactualisation incluse dans
les charges financières
Nouvelles obligations
Révisions des flux de trésorerie estimatifs
Au 31 décembre 2012
a) Contreparties conditionnelles
Une acquisition réalisée en 2011 prévoit le paiement potentiel de sommes supplémentaires aux vendeurs sur une période
qui commence à la date d’acquisition et se termine au quarantième anniversaire du début de l'exploitation commerciale du
dernier projet en cours de développement (ou le 4 avril 2061 si cette date est antérieure). 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 cette acquisition ne peut être supérieur à la
valeur actualisée de 35 000 $ à la date d’acquisition.
Dans le cadre d’une autre acquisition, 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 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.
Dans le cadre de l'acquisition de Magpie, la Société a repris l'obligation de payer une contrepartie conditionnelle à la
Municipalité Régionale de Comté de Minganie jusqu'à ce que la débenture convertible émise par Société en commandite
Magpie soit convertie. À la suite de la conversion, la Municipalité Régionale de Comté de Minganie aura droit à une
participation de 30 % dans Société en commandite Magpie.
b) 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 mettre
hors service 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
Au 31 décembre 2013, les flux de trésorerie ont été actualisés à des taux variant de 4,81 % à 5,30 % (4,11 % à 4,62 % en
2012) pour déterminer les obligations.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 109
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
25. 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.
Depuis le 30 avril 2013, mais avant le 30 avril 2015, la Société peut racheter les débentures convertibles. Un tel rachat
ne sera effectué que si le cours des actions ordinaires en vigueur à la Bourse de Toronto n'est 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 à leur montant en 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 2013
31 décembre 2012
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
79 831
1 340
79 655
1 340
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) Réduction du compte de capital déclaré à l'égard 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 14 mai 2013. Cela a donné lieu à une diminution de 128 201 $ du compte de capital des actionnaires
et à une augmentation de 128 201 $ du surplus d’apport découlant de la réduction du compte de capital sur les actions
ordinaires.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 110
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 cumulatifs à taux fixe, 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 cumulatifs à taux fixe, 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 cumulatifs à taux variable, 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.
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 cumulatifs
à taux fixe, 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.
d) Paiement fondé 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.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 111
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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 nombre maximal d’actions ordinaires de la Société pouvant être émises à l’exercice d’options attribuées aux termes
du régime d’options d’achat d’actions est 4 064 123. 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 au sein 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.
Le 5 septembre 2012, 57 904 options sur actions ont été exercées, 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 2013
31 décembre 2012
Nombre d’options
(en milliers)
Prix d’exercice
moyen pondéré
($)
Nombre d’options
(en milliers)
Prix d’exercice
moyen pondéré
($)
En cours au début de
l'exercice
Attribuées au cours de
l’exercice
Exercées au cours de
l’exercice
Annulées au cours de
l’exercice
En cours à la fin de
l'exercice
Options pouvant être
exercées à la fin de
l'exercice
2 736
397
—
(60)
3 073
1 728
10,08
9,13
—
10,15
9,95
10,22
2 677
417
(58)
(300)
2 736
1 314
9,97
10,70
8,75
10,25
10,08
10,37
Les options suivantes étaient en cours et pouvaient être exercées au 31 décembre 2013 :
Année d'attribution
2007
2011
2012
2010
2013
Nombre d'options en
circulation
(en milliers)
Prix d'exercice
($)
Nombre d'options
pouvant être
exercées
(en milliers)
Année
d'échéance
846
770
397
663
397
3 073
11,00
9,88
10,70
8,75
9,13
846
385
99
398
—
1 728
2017
2018
2019
2020
2020
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 112
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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 par action ordinaire
Durée prévue des options
Volatilité attendue
31 décembre 2013
De 1,36 % à 2,74 %
0,58 $
De 4,67 ans à 6 ans
De 18 % à 35 %
31 décembre 2012
De 1,36 % à 2,74 %
0,58 $
De 4,67 ans à 6 ans
De 19 % à 35 %
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 cinq ans. La volatilité attendue est estimée en tenant compte de la
volatilité historique moyenne du prix des actions.
e) Régime de réinvestissement des dividendes (« RRD »)
Le 31 août 2012, la Société a mis en place un RRD à l’intention de ses actionnaires, dont le premier versement de
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 de frais tels que des frais de courtage et de gestion. Les actions pourront être achetées soit
sur le marché libre, soit par l’émission de nouvelles actions.
27. DIVIDENDES
Le tableau suivant présente les dividendes versés par la Société au cours de l'exercice :
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013
Date de clôture
des registres
31/12/2012
28/03/2013
28/06/2013
30/09/2013
Date du paiement
15/01/2013
15/04/2013
15/07/2013
15/10/2013
Dividendes par
action ordinaire ($)
0,1450
0,1450
0,1450
0,1450
0,5800
Dividendes
par action privilégiée
de série A ($)
0,3125
0,3125
0,3125
0,3125
1,2500
Dividendes par
action privilégiée
de série C ($)1
—
0,492300
0,359375
0,359375
1,211050
1. Le versement initial de dividendes a été plus élevé afin de tenir compte des dividendes accumulés depuis la date de clôture du
placement d'actions privilégiées de série C, soit le 11 décembre 2012. Le montant des dividendes normalement versé chaque
trimestre est de 0,359375 $.
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2012
Date de clôture
des registres
30/12/2011
30/03/2012
29/06/2012
28/09/2012
Date du paiement
16/01/2012
16/04/2012
16/07/2012
15/10/2012
Dividendes par
action ordinaire ($)
Dividendes
par action privilégiée
de série A ($)
Dividendes par
action privilégiée
de série C ($)
0,1450
0,1450
0,1450
0,1450
0,5800
0,3125
0,3125
0,3125
0,3125
1,2500
—
—
—
—
—
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 113
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
28. RENSEIGNEMENTS SUPPLÉMENTAIRES SUR LES TABLEAUX CONSOLIDÉS DES FLUX DE
TRÉSORERIE
a) Variation des éléments hors trésorerie du fonds de roulement opérationnel
Débiteurs et actifs d'impôt exigible
Charges payées d’avance et autres
Fournisseurs, autres créditeurs et passifs d'impôt
b) Renseignements supplémentaires
31 décembre 2013
31 décembre 2012
(montants retraités)
31 951
(318)
(1 350)
30 283
2 682
(1 495)
(586)
601
Intérêts versés (y compris les intérêts capitalisés
de 13 268 $ [8 949 $ en 2012])
73 009
65 011
31 décembre 2013
31 décembre 2012
(montants retraités)
Transactions hors trésorerie liées aux éléments
suivants :
Immobilisations corporelles impayées
Frais de développement impayés
Immobilisations incorporelles impayées
Frais d'émission des actions privilégiées
impayés
Prêts consentis à des parties liées
Variation des taux d'actualisation des
obligations liées à la mise hors service
d’immobilisations
Actions ordinaires émises par le biais du RRD
(6 532)
10 245
(27)
(353)
(23 444)
(896)
(18 075)
(14 937)
785
27
396
—
997
(2 935)
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 114
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
29. FILIALES
29.1 Informations générales sur les filiales
Le tableau suivant présente des informations détaillées à l'égard des filiales significatives de la Société à la fin de la période
de présentation de l'information financière.
Nom des filiales
Activité principale
Harrison Hydro L.P. et ses
huit filiales
Creek Power Inc. et ses six
filiales
Kwoiek Creek Resources
L.P.1
Posséder et exploiter des
centrales
hydroélectriques
Concevoir, construire,
posséder et exploiter des
centrales
hydroélectriques
Construire, posséder et
exploiter une centrale
hydroélectrique
Ashlu Creek Investments, L.P. Posséder et exploiter une
centrale hydroélectrique
Innergex S.E.C.
Innergex GM, S.E.C.
Société en commandite
Magpie2
Stardale Solar L.P.
Posséder et exploiter des
centrales
hydroélectriques
Posséder et exploiter un
parc éolien
Posséder et exploiter une
centrale hydroélectrique
Posséder et exploiter une
installation solaire
Lieu de
constitution et
d'exploitation
Colombie-
Britannique
Colombie-
Britannique
Colombie-
Britannique
Colombie-
Britannique
Pourcentage des titres de participation et
des droits de vote détenus par la Société
Au 31 décembre
2013
Au 31 décembre
2012
50,01 %
50,01 %
66,67 %
66,67 %
50,00 %
50,00 %
100,00 %
100,00 %
Québec
100,00 %
100,00 %
Québec
100,00 %
100,00 %
Québec
99,999 %
— %
Ontario
100,00 %
100,00 %
1.
2.
La Société détient une participation économique de plus de 50 % dans Kwoiek Creek Resources, L.P.
La Municipalité Régionale de Comté de Minganie détient 30 % des droits de vote.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 115
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
La Société détient des filiales dont les principales activités se résument comme suit :
Activité principale
Établissement principal
Nombre de filiales
Au 31 décembre
2013
Au 31 décembre
2012
Posséder ou exploiter des centrales
hydroélectriques
Québec
Ontario
Colombie-Britannique
États-Unis
Posséder ou exploiter des parcs
éoliens
Québec
Posséder ou exploiter une installation
solaire
Ontario
Concevoir ou construire des
installations hydroélectriques
Colombie-Britannique
Gestion et autres
Québec
Ontario
Colombie-Britannique
États-Unis
Nouvelle-Écosse
7
4
21
1
33
10
2
12
9
3
8
2
2
24
81
5
4
19
1
29
10
2
12
6
2
8
2
2
20
73
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 116
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
29.2 Informations détaillées sur les filiales qui ne sont pas entièrement détenues et qui détiennent des
participations ne donnant pas le contrôle
Le tableau suivant présente des informations détaillées à l'égard des filiales de la Société qui ne sont pas entièrement détenues :
Nom des filiales
Lieu de
constitution
et
d'exploitation
Pourcentage des titres de
participation et des droits de
vote détenus par les
détenteurs de participations
ne donnant pas le contrôle
Bénéfice (perte) attribuée
aux participations ne
donnant pas le contrôle
pour les exercices clos les
Cumul des participations
ne donnant pas le contrôle
(déficit)
31
décembre
2013
31
décembre
2012
31
décembre
2013
31
décembre
2012
31
décembre
2013
31
décembre
2012
Harrison Hydro L.P.
et ses huit filiales
Creek Power Inc. et
ses six filiales
Kwoiek Creek
Resources, L.P.1
Autres
Colombie-
Britannique
Colombie-
Britannique
Colombie-
Britannique
Divers
49,99 %
49,99 %
(3 450)
(1 469)
87 959
114 853
33,33 %
33,33 %
761
(1 167)
758
(3)
50,00 %
Divers
50,00 %
Divers
(6)
(44)
(2 739)
(4 041)
(111)
(6 788)
(7 134)
(154)
81 429
(7 128)
(111)
107 611
1.
La Société détient une participation économique de plus de 50 % dans Kwoiek Creek Resources, L.P.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 117
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Le tableau suivant présente un sommaire de l'information financière relative à chaque filiale de la Société détenant des
participations significatives ne donnant pas le contrôle. Le sommaire de l'information financière ci-dessous présente les montants
avant les ajustements de consolidation.
Harrison Hydro L.P. et ses huit filiales
Sommaire des états de la situation financière
Actifs courants
Actifs non courants
Passifs courants
Passifs non courants
Capitaux propres attribuables aux propriétaires
Participations ne donnant pas le contrôle
Sommaire des comptes de résultat et des états du
résultat global
Produits
Charges
Perte nette et résultat global
Perte nette et résultat global attribuables aux éléments
suivants :
Propriétaires de la société mère
Participations ne donnant pas le contrôle
Distributions versées aux détenteurs de participations
ne donnant pas le contrôle
Sommaire des tableaux des flux de trésorerie
Entrées nettes de trésorerie provenant des activités
opérationnelles
Sorties nettes de trésorerie affectées aux activités
de financement
Sorties nettes de trésorerie affectées aux activités
d'investissement
(Diminution) augmentation nette de la trésorerie et des
équivalents de trésorerie
Au 31 décembre 2013
Au 31 décembre 2012
30 143
662 749
13 925
460 511
130 497
87 959
Exercices clos les 31 décembre
2013
2012
47 196
(55 397)
(8 201)
(4 751)
(3 450)
(8 201)
23 444
13 908
(7 877)
(9 751)
(3 720)
69 089
680 279
16 588
459 221
158 706
114 853
51 943
(55 860)
(3 917)
(2 448)
(1 469)
(3 917)
—
19 804
(7 530)
(461)
11 813
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 118
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Creek Power Inc. et ses six filiales
Sommaire des états de la situation financière
Actifs courants
Actifs non courants
Passifs courants
Passifs non courants
Déficit attribuable aux propriétaires
Participation ne donnant pas le contrôle (déficit)
Sommaire des comptes de résultat et des états du
résultat global
Produits
Charges
Bénéfice net (perte nette) et résultat global
Bénéfice net (perte nette) et résultat global attribuables aux
éléments suivants :
Propriétaires de la société mère
Participation ne donnant pas le contrôle
Sommaire des tableaux des flux de trésorerie
Entrées nettes de trésorerie provenant des activités
opérationnelles
Entrées nettes de trésorerie provenant des activités
de financement
Sorties nettes de trésorerie affectées aux activités
d'investissement
(Diminution) augmentation nette de la trésorerie et des
équivalents de trésorerie
Au 31 décembre 2013
Au 31 décembre 2012
6 593
67 349
13 547
69 534
(9 897)
758
Exercices clos les 31 décembre
2013
2012
2 346
(15)
2 331
1 570
761
2 331
731
19 485
(20 661)
(445)
1 358
40 010
8 987
43 852
(11 468)
(3)
2 340
(6 021)
(3 681)
(2 514)
(1 167)
(3 681)
1 739
2 531
(4 085)
185
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 119
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Kwoiek Creek Resources L.P.
Sommaire des états de la situation financière
Actifs courants
Actifs non courants
Passifs courants
Passifs non courants
Déficit attribuable aux propriétaires
Déficit lié à la participation ne donnant pas le contrôle
Sommaire des comptes de résultat et des états du
résultat global
Produits
Charges
Bénéfice net (perte nette) et résultat global
Bénéfice net (perte nette) et résultat global attribuables aux
éléments suivants :
Propriétaires de la société mère
Participation ne donnant pas le contrôle
Sommaire des tableaux des flux de trésorerie
Sorties nettes de trésorerie affectées aux activités
opérationnelles
Entrées nettes de trésorerie provenant des activités
de financement
Sorties nettes de trésorerie affectées aux activités
d'investissement
(Diminution) augmentation nette de la trésorerie et des
équivalents de trésorerie
29.3 Soutien financier à une entité structurée
Au 31 décembre 2013
Au 31 décembre 2012
34 019
177 928
23 694
202 901
(7 514)
(7 134)
Exercices clos les 31 décembre
2013
2012
7
—
7
13
(6)
7
(4 499)
3 391
(3 012)
(4 120)
88 502
113 796
17 529
199 424
(7 527)
(7 128)
—
(8 077)
(8 077)
(4 036)
(4 041)
(8 077)
(14 049)
183 317
(163 108)
6 160
En se fondant sur les accords contractuels conclus entre la Société et l'autre partenaire, la Société est arrivée à la conclusion
qu'elle contrôle Kwoiek Creek Resources L.P.
La Société est responsable du financement d'environ 20 % des coûts en capital et a prêté ce montant à Kwoiek Creek
Resources L.P. ou a investi dans des parts privilégiées de cette entité.
La participation de Kwoiek Creek Resources Inc., l'autre partenaire, peut atteindre un montant maximal de 3 200 $, plus
les intérêts courus, pour un montant total de 3 662 $ sous forme de dette subordonnée et de parts privilégiées.
La Société a investi un montant total de 46 253 $ dans Kwoiek Creek Resources L.P., plus les intérêts courus, pour un
montant total de 55 471 $, sous forme de dette subordonnée et de parts privilégiées. Cet investissement fournit à la Société
des bénéfices sous forme d'intérêts et de distributions privilégiées.
Les intérêts ou les distributions sur le total de la dette subordonnée et des parts privilégiées seront par la suite payables
annuellement sous réserve de la disponibilité de produits bruts. Les intérêts ou les distributions sur les parts privilégiées
doivent être payés avant de procéder à toute distribution sur les parts ordinaires.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 120
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
30. ENTREPRISES COMMUNES
Nom des entités
Activité principale
Innergex AAV, S.E.C.1
Innergex BDS, S.E.C.1
Innergex CAR, S.E.C.1
Innergex GM, S.E.C.1
Innergex MS, S.E.C.1
Autres
Posséder et exploiter un
parc éolien
Posséder et exploiter un
parc éolien
Posséder et exploiter un
parc éolien
Posséder et exploiter un
parc éolien
Posséder et exploiter un
parc éolien
Exploiter des parcs éoliens
Lieu de constitution
et d'exploitation
Pourcentage des titres de participation et
des droits de vote détenus par la Société
31 décembre 2012
31 décembre 2013
Québec
Québec
Québec
Québec
Québec
Québec
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
38 % à 50 %
100 %
38 % à 50 %
1. Chaque société en commandite détient une participation de 38 % dans les actifs, les passifs, les produits et les charges ainsi que
50 % des droits de vote des entreprises communes.
31. TRANSACTIONS ENTRE PARTIES LIÉES
Les centrales en exploitation de Harrison ont distribué un montant de 13 600 $ en 2013 (46 900 $ en 2012). Les fonds ont
été distribués sous forme de prêts ne portant pas intérêt accordés à la Société et à ses partenaires. Les prêts d'un montant
de 6 798 $ (23 444 $ en 2012) ont été présentés à titre de prêts consentis à des partenaires à la clôture de l'exercice. Le
1er janvier 2014, ces prêts totalisant 6 798 $ (de même que les prêts d'un montant de 23 444 $ de juin 2013) ont été
remboursés directement à partir de distributions des centrales en exploitation de Harrison, et une diminution correspondante
des participations ne donnant pas le contrôle a été comptabilisée en 2014 sans incidence sur les flux de trésorerie.
Au cours de l'exercice 2013, des prêts ont été consentis au projet Viger-Denonville, jusqu'à ce que le financement relatif à
ce projet ait été obtenu ou prélevé. Ces prêts portent intérêt au même taux que celui que la Société a payé à ses prêteurs
relativement à la facilité de crédit rotatif, majoré d'une marge. Ces prêts ont été remboursés avant la fin de l'exercice 2013.
32. INSTRUMENTS FINANCIERS
a)
Informations à fournir à l’égard de la juste valeur
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.
Au 31 décembre 2013, la Société a déterminé que la valeur comptable de ses actifs et passifs financiers courants
s’approchait de leur juste valeur en raison de la nature à court terme de ces instruments.
Au 31 décembre 2013, 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 leur juste valeur en raison de
la nature à court terme de ces instruments.
En ce qui concerne les dettes à long terme à taux variable, leur valeur comptable est inférieure d’environ 3 181 $ à
leur juste valeur estimative selon la courbe des taux de swap au 31 décembre 2013, majorée d’une prime de risque
variant de 0,01 % à 1,68 %, pour un total variant de 1,25 % à 5,08 %. Pour les dettes à taux fixe, les obligations et
les débentures, leur valeur comptable est inférieure d’environ 41 687 $ à leur juste valeur de marché estimative selon
la courbe des taux de swap au 31 décembre 2013, majorée d’une prime de risque variant de 0,22 % à 3,49 %, pour
un total variant de 1,50 % à 7,11 %.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 121
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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. La Société a conclu de nouveaux contrats à terme sur obligations d'une valeur nominale de 340 000 $
qui viendront à échéance en 2014 à un taux moyen pondéré de 3,18 %, afin de gérer les risques relatifs aux projets
Upper Lillooet River, Boulder, Tretheway Creek et Big Silver.
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 16.
Les comptes de réserve et les risques connexes sont décrits en détail à la note 17.
Les instruments financiers dérivés et les risques connexes sont décrits en détail à la note 6.
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 a un fonds de roulement positif de 19 057 $ au 31 décembre 2013 (80 919 $ en 2012). Si nécessaire, la
Société peut utiliser sa facilité à terme de crédit rotatif, tel qu’il est décrit à la note 23 a), dont un montant de 209 367 $
était disponible au 31 décembre 2013 (200 248 $ en 2012). 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 17) 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.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 122
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Le tableau suivant présente les échéances des passifs financiers :
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
Tranche à court terme des autres
passifs
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
Autres passifs
Composante passif des débentures
convertibles
Total
e) Risque de marché
Moins de
trois mois
Entre trois mois et
un an
Entre un an et
cinq ans
15 651
39 290
1 214
3 515
6 228
112
8 968
1 002
9 400
20 421
250
1 347
27 282
9 855
348 482
2 721
79 831
469 518
66 010
40 041
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.
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 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 16 $ 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.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 123
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
33. ENGAGEMENTS ET ÉVENTUALITÉS
Outre les engagements de la coentreprise présentés à la note 10, la Société a conclu les transactions suivantes :
a) Contrats d’achat d’électricité
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 et les parcs éoliens
situés dans la province de Québec. Certaines installations sont tenues de fournir une quantité maximale et une quantité
minimale convenues d’électricité au cours de chacune des périodes de 12 mois consécutifs. Toutes les installations
de production hydro-électrique, à l'exception de la centrale Magpie, peuvent renouveler leurs contrats d'achat
d'électricité pour des périodes identiques.
Le total des produits provenant d’Hydro-Québec pour 2013 s’est élevé à 86 927 $ (69 560 $ en 2012), ce qui représente
44 % des produits de la Société (39 % en 2012). La Société dépend d’Hydro-Québec, du point de vue 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 2054, 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 72 338 $ en 2013 (73 842 $
en 2012), ce qui représente 36 % des produits de la Société (42 % en 2012). La Société dépend de British Columbia
Hydro and Power Authority, du point de vue économique, 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 22 256 $ (15 880 $ en 2012), ce qui
représente 11 % des produits de la Société (9 % en 2012).
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 3 013 $ en 2013 (3 365 $ en 2012), ce qui
représente 2 % des produits de la Société (2 % en 2012).
b) Autres engagements
Parcs éoliens
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.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 124
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 une Première Nation
Aux termes d’un accord conclu avec Ashlu Creek Investments, Limited Partnership, une Première Nation est en droit
de recevoir des redevances établies en fonction des produits tirés du projet Ashlu Creek, depuis le début de
l’exploitation. Une Première Nation 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 une Première Nation 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 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 fondée sur 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.
Harrison Hydro L.P.
Accords conclus avec une Première Nation
La participation dans Douglas Creek Project, L.P. et dans Tipella Creek Project, L.P. sera cédée à une Première Nation
au soixantième anniversaire de la date de début d'exploitation commerciale sans contrepartie financière.
Harrison Hydro L.P. a conclu un accord avec des Premières Nations aux termes duquel elle doit leurs verser une
redevance annuelle fondée sur un pourcentage des produits bruts suivant la date du début de l'exploitation commerciale
des installations. 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.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 125
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 45 757 $ décrit
à la note 23 f).
Installation d'Upper Lillooet
Upper Lillooet River LP a conclu plusieurs contrats pour la construction de la centrale hydroélectrique.
Installation de Boulder Creek
Boulder Creek LP a conclu plusieurs contrats pour la construction de la centrale hydroélectrique.
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 de North West Stave
Redevances
North West Stave River Hydro LP a conclu une entente en vertu de laquelle elle doit verser à une Première Nation
une redevance annuelle fondée sur un pourcentage des produits bruts à compter de la date du début de l'exploitation
commerciale du projet North West Stave. Ce pourcentage augmentera tous les 20 ans pendant les 60 premières
années. 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 pour la construction de l'installation
de production d’énergie.
Centrale Magpie
La Société en commandite Magpie a plusieurs ententes de redevances établies en fonction des produits bruts ou
de la production.
Contrats de location simple
La Société s’est engagée en vertu de contrats de location simple à long terme qui arriveront à échéance entre 2015
et 2018.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 126
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Sommaire des engagements
Au 31 décembre 2013, les paiements prévus au titre des engagements sont les suivants :
Année du
paiement prévu
2014
2015
2016
2017
2018
Par la suite
Total
Production
hydroélectrique
66 500
66 156
84 691
63 913
64 006
1 391 738
1 737 004
Production
éolienne
Production
solaire
Aménagement
des
emplacements
17 376
17 851
41 397
12 960
22 316
96 507
208 407
10 472
10 409
10 340
10 036
10 019
112 394
163 670
53 942
42 719
14 077
89 734
180 993
198 047
579 512
Total
148 290
137 135
150 505
176 643
277 334
1 798 686
2 688 593
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.
34. 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
ses parcs éoliens et de son parc solaire;
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 constamment
mettre à niveau son matériel. La Société investit également environ 1 100 $ par année dans une réserve pour travaux
d’entretien majeurs afin de financer tout travail d’entretien important des installations hydroélectriques, des parcs éoliens
ou du parc solaire 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 une réserve pour l’énergie hydrologique/éolienne. Cette réserve pourrait être utilisée 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 de capitaux propres. Le total
du capital s’élevait à 2 086 133 $ 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.
Le développement et la construction futurs de nouvelles installations, le développement de projets et les charges liées
aux 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 et/ou de l’émission d’actions additionnelles. Si les sources de
capital externes, y compris l’émission de titres supplémentaires de la Société, deviennent limitées ou non disponibles, la
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 127
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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 à terme de crédit rotatif décrites à la note 23 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.
35. INFORMATION SECTORIELLE
Secteurs géographiques
La Société détient des participations dans vingt-trois installations hydroélectriques, six parcs éoliens et un parc solaire au
Canada, ainsi qu'une installation hydroélectrique aux États-Unis. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2013, les produits générés
par l’installation hydroélectrique de Horseshoe Bend, aux États-Unis, ont totalisé 3 013 $ (3 365 $ en 2012), soit un apport de
1,5 % aux produits consolidés de la Société pour l’exercice clos le 31 décembre 2013 (1,9 % en 2012).
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 :
Client majeur
Secteur
British Columbia Hydro and
Power Authority
Hydro-Québec
Production hydroélectrique
Production hydroélectrique
et éolienne
Hydro One Inc. et ses sociétés
affiliées
Production hydroélectrique et
solaire
Exercices clos les 31 décembre
2012
2013
(montants retraités)
72 338
86 927
22 256
181 521
73 842
69 560
15 880
159 282
Secteurs opérationnels
La Société compte quatre 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.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 128
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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 produits, montant net, quote-part de la perte (du bénéfice) des coentreprises et profit net (perte nette)
latent 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 menées 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.
Pour l’exercice clos le 31 décembre 2013
Secteurs opérationnels
Produits
Charges :
Charges opérationnelles
Frais généraux et administratifs
Charges liées aux projets
potentiels
Bénéfice (perte) avant charges
financières, impôt sur le résultat,
amortissements, autres produits,
montant net, quote-part du
bénéfice des coentreprises et
profit net latent sur instruments
financiers dérivés
Charges financières
Autres produits, montant net
Bénéfice avant impôt sur le
résultat, amortissements, quote-
part du bénéfice des
coentreprises et profit net latent
sur instruments financiers dérivés
Amortissement des immobilisations
corporelles
Amortissement des immobilisations
incorporelles
Quote-part du bénéfice des
coentreprises
Profit net latent sur instruments
financiers dérivés
Bénéfice avant impôt sur le résultat
Au 31 décembre 2013
Goodwill
Total de l’actif
Total du passif
Ajouts d’immobilisations
corporelles au cours de l'exercice
Production
hydroélectrique
Production
éolienne
Production
solaire
126 932
54 499
16 828
Aménagement
des
emplacements
—
22 849
7 373
—
9 939
2 140
—
1 159
317
—
—
1 364
4 202
96 710
42 420
15 352
(5 566)
Total
198 259
33 947
11 194
4 202
148 916
65 158
(392)
84 150
48 674
20 486
(6 053)
(45 249)
66 292
8 269
1 449 527
949 570
—
387 062
240 372
—
128 146
116 085
—
412 339
405 112
8 269
2 377 074
1 711 139
66 581
1 213
100
89 501
157 395
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 129
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
Production
hydroélectrique
Production
éolienne
Production
solaire
Aménagement
des
emplacements
Total
(montants
retraités)
119 421
45 558
11 676
—
176 655
20 357
5 314
—
7 960
2 248
—
533
278
—
—
1 761
4 412
28 850
9 601
4 412
93 750
35 350
10 865
(6 173)
Produits
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, quote-part du bénéfice
des coentreprises et profit net latent
sur instruments financiers dérivés
Charges financières
Autres charges, montant net
Bénéfice avant impôt sur le résultat,
amortissements, quote-part du
bénéfice des coentreprises et profit
net latent sur instruments financiers
dérivés
Amortissement des immobilisations
corporelles
Amortissement des immobilisations
incorporelles
Quote-part du bénéfice des
coentreprises
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
8 269
1 293 971
807 661
—
423 634
290 913
—
139 222
127 393
—
439 613
382 541
Ajouts d’immobilisations corporelles
au cours de l'exercice
64 936
2 709
129
169 508
237 282
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 130
133 792
62 038
15 566
56 188
42 602
21 163
(1 166)
(7 791)
1 380
(montants
retraités)
8 269
2 296 440
1 608 508
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
36. ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS
a) Dividendes déclarés par le Conseil d'administration
Date de
l’annonce
25/02/2014
Date de
clôture des
registres
31/03/2014
Date du
paiement
15/04/2014
Dividendes par action
ordinaire
($)
Dividendes par
action privilégiée de
série A ($)
Dividendes par
action privilégiée de
série C ($)
0,1500
0,3125
0,359375
b) Mise en service de la centrale hydroélectrique Kwoiek Creek
Le 18 février 2014, la Société a annoncé que Kwoiek Creek Resources Limited Partnership a procédé à la mise en
service de la centrale hydroélectrique au fil de l’eau Kwoiek Creek, située en Colombie-Britannique, au Canada.
Innergex détient 50 % de Kwoiek Creek Resources Limited Partnership et est responsable de la gestion de la
construction et de l’exploitation de la centrale. La bande indienne de Kanaka Bar détient l’autre participation de
50 %. La centrale hydroélectrique de 49,9 MW Kwoiek Creek est située en partie sur des terres publiques et en
partie sur une réserve autochtone,
c) Mise en service de la centrale hydroélectrique Northwest Stave River
Le 24 février 2014, la Société a annoncé la mise en service de la centrale hydroélectrique au fil de l'eau Northwest
Stave River située en Colombie-Britannique, au Canada. Cette centrale est située sur des terres publiques, environ
50 km au nord de Mission, en Colombie-Britannique.
Innergex énergie renouvelable inc. - Revue financière de 2013 - 131
RENSEIGNEMENTS POUR LES INVESTISSEURS
Inscription boursière
Les actions ordinaires d'Innergex énergie renouvelable inc. sont inscrites au TSX sous le symbole INE.
Les Actions privilégiées de série A d'Innergex énergie renouvelable inc. sont inscrites au TSX sous le symbole INE.PR.A.
Les Actions privilégiées de série C d'Innergex énergie renouvelable inc. sont inscrites au TSX sous le symbole INE.PR.C.
Les débentures convertibles d'Innergex énergie renouvelable inc. sont inscrites au TSX sous le symbole INE.DB.
Agences de notation
Innergex énergie renouvelable inc. est notée BBB- par S&P et BB (élevé) par DBRS (non sollicité).
Les Actions privilégiées de série A de la Société sont notées P-3 par S&P et Pfd-4 (élevé) par DBRS (non sollicité).
Les Actions privilégiées de série C de la Société sont notées P-3 par S&P et Pfd-4 (élevé) par DBRS (non sollicité).
Agent de transfert et agent chargé de la tenue des registres
Services aux investisseurs Computershare inc.
1500, rue Université, bureau 700, Montréal (Québec) H3A 3S8
Téléphone : 1 800 564-6253 ou 514 982-7555
Courriel : service@computershare.com
Régime de réinvestissement de dividendes
Innergex énergie renouvelable inc. a mis en place un régime de réinvestissement de dividendes (RRD) à l'intention de ses
actionnaires ordinaires 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
RRD 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.
Auditeur indépendant
Deloitte S.E.N.C.R.L. / s.r.l.
Relations avec les investisseurs
Si vous avez des questions, veuillez consulter notre site Web ou communiquer avec :
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Chef de la direction des investissements et Vice-président principal - Communications
Marie-Josée Privyk, CFA, PAPPD
Directrice - Relations avec les investisseurs
Innergex énergie renouvelable Inc. Siège social
1111, rue Saint-Charles Ouest
Tour Est, bureau 1255
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