EN REVUE
2014
AU CŒUR D’UNE VISION DURABLE
DU DÉVELOPPEMENT ÉNERGÉTIQUE
Innergex célèbre ses 25 ans en soulignant
les grandes étapes de son histoire.
4
RELEVER LE DÉFI
DE LA CROISSANCE
Michel Letellier, président et chef
de la direction d’Innergex, donne le
coup d’envoi du prochain chapitre
de l’histoire de la Société.
NOTRE
PORTEFEUILLE
D’ACTIFS
Diversifié. Équilibré.
Et porteur de croissance
pour les investisseurs.
12
18
L’ACCEPTABILITÉ
SOCIALE AU
QUOTIDIEN
Le facteur humain
est un élément central
dans nos projets.
22
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’informa-
tion prospective au sens des lois sur les valeurs mobilières (l’« information prospective »). Celle-ci se reconnaît
généralement à l’emploi de termes tels que : « approximativement », « 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 informa-
tion 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, les financements liés aux projets ou
les coûts de projets estimés, ainsi que les Flux de trésorerie disponibles et le Ratio de distribution prévus, 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 basée sur certaines princi-
pales 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 visant à créer de la valeur pour ses actionnaires ; sa capacité de mobiliser des capitaux supplé-
mentaires et les conditions du marché des capitaux ; les risques de liquidité associés aux instruments finan-
ciers dérivés ; la variabilité des régimes hydrologiques, éoliens et solaires ; les retards et dépassements de
coûts dans la conception et la construction de projets ; les risques liés à la santé, à la sécurité et à l’environne-
ment ; l’incertitude au sujet du développement de nouvelles installations ; l’obtention de permis ; la variabilité
du rendement des installations et les pénalités afférentes ; la défaillance de l’équipement ou des activités
d’entretien ou d’exploitation imprévues ; 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 possibilité que
la Société ne déclare ni ne verse un dividende ; la capacité d’obtenir de nouveaux contrats d’achat d’électricité
ou de renouveler les contrats existants ; des changements du soutien gouvernemental à l’accroissement de la
production d’électricité de sources renouvelables par des producteurs indépendants ; la capacité d’attirer de
nouveaux talents ou de retenir les membres de la haute direction et les employés clés ; les litiges ; le défaut
d’exécution des principales contreparties ; l’acceptation sociale des projets d’énergie renouvelable ; les rela-
tions avec les parties prenantes ; l’approvisionnement en matériaux ; les changements de la conjoncture
économique générale ; les risques réglementaires et politiques ; la capacité à obtenir les terrains appropriés ;
la dépendance envers les contrats d’achat d’électricité ; la disponibilité et la fiabilité des réseaux de transport ;
l’augmentation des droits d’utilisation de l’eau ou des modifications de la réglementation régissant l’utilisa-
tion de l’eau ; l’évaluation des ressources hydroélectriques, éoliennes et solaires et de la production d’énergie
connexe ; les bris des barrages ; les catastrophes naturelles et cas de force majeure ; les fluctuations du taux
de change ; le caractère suffisant des limites et exclusions de la couverture d’assurance ; une notation de crédit
qui peut ne pas refléter la performance réelle de la Société ou qui peut être abaissée ; la possibilité de respon-
sabilité non divulguée liée aux acquisitions ; l’intégration des centrales et des projets acquis ou à acquérir ; le
défaut d’obtenir les avantages prévus des acquisitions ; la dépendance envers des infrastructures de trans-
port et d’interconnexion partagées ; et le fait que les produits provenant de la centrale Miller Creek vont fluctuer
en raison du prix au comptant de l’électricité. Bien que la Société soit d’avis que les attentes exprimées dans
l’information prospective sont fondées sur des hypothèses raisonnables 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 contenue dans ce document est faite en date du 24 février
2015 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’événe-
ments imprévus, à moins que la Loi ne l’exige. Les principales hypothèses et les principaux risques et incerti-
tudes liés à l’information prospective contenue dans ce document sont pleinement exposés à la page 34
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’infor-
mation 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 résultats pour différentes périodes. Le BAIIA ajusté, les Flux de trésorerie
disponibles et le Ratio de distribution ne sont pas des mesures reconnues par les IFRS et n’ont pas de défini-
tion normalisée prescrite par les IFRS. Les références au « BAIIA ajusté » visent les produits moins les charges
d’exploitation, les frais généraux et administratifs et les charges liées aux projets potentiels. Les références
aux « Flux de trésorerie disponibles » visent les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation avant la
variation des éléments hors trésorerie du fonds de roulement d’exploitation, moins les dépenses en immobilisa-
tions liées à l’entretien déduction faite des produits de cession, le remboursement prévu du capital de la dette,
les dividendes déclarés sur les actions privilégiées et la portion des Flux de trésorerie disponibles attribuée aux
participations ne donnant pas le contrôle, plus les entrées de trésorerie perçues par Harrison Hydro L.P. pour
des services de transmission devant être fournis à d’autres installations détenues par la Société tout au long
de leur CAÉ, plus ou moins d’autres éléments non représentatifs de sa capacité de génération de trésorerie à
long terme, tels que les coûts de transaction liés à des acquisitions (qui sont financés au moment de l’acqui-
sition) et les pertes ou gains réalisés sur instruments financiers dérivés utilisés pour couvrir les taux d’intérêt
sur les dettes liées aux projets. 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 d’exploitation,
déterminés conformément aux IFRS.
RENOUVELABLE.
DURABLE.
DEPUIS 25 ANS.
Nos actifs hydroélectriques,
éoliens et solaires au fil du temps.
4
24 MARS 2014
INNERGEX ET SON PARTENAIRE, LES
PREMIÈRES NATIONS MI’GMAQ DU QUÉBEC,
SIGNENT UN CONTRAT D’ACHAT D’ÉLECTRICITÉ
DE 20 ANS POUR UN PROJET ÉOLIEN DE
150 MW EN GASPÉSIE.
EN REVUE
EN REVUE est une publication d’Innergex énergie renouvelable inc.
BUREAU DE LONGUEUIL :
1111, rue Saint-Charles Ouest
Tour Est, bureau 1255
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EN REVUE peut également être consulté
en ligne à www.innergex.com
REVUE ANNUELLE
2014
AVOIR UNE VISION
DURABLE, C’EST
ASSUMER SES
RESPONSABILITÉS.
Gestion de la santé, de la
sécurité et de l'environnement.
26
20 JUIN 2014
INNERGEX ET SON PARTENAIRE,
LE RÉGIME DE RENTES DU
MOUVEMENT DESJARDINS,
ACQUIÈRENT LA CENTRALE
HYDROÉLECTRIQUE SM-1
DE 30,5 MW AU QUÉBEC.
INVESTIR
DANS L’AVENIR
Innergex donne chaque année
des milliers de dollars en bourses
d’études afin de soutenir les jeunes
dans leur épanouissement.
24
UNE AUDACE
RENOUVELÉE
Jean La Couture, président du conseil
d’administration, fait le point sur les
25 ans d’Innergex, son dynamisme renou-
velé et l’évolution du conseil d’administra-
tion en conséquence.
28
12 AOÛT 2014
INNERGEX ET LA
NATION IN-SHUCK-CH
SIGNENT UN ACCORD
DE PARTENARIAT POUR
LE DÉVELOPPEMENT DE
SIX PROJETS HYDRO-
ÉLECTRIQUES AU FIL DE
L’EAU TOTALISANT
150 MW EN COLOMBIE-
BRITANNIQUE.
30 SEPTEMBRE 2014
INNERGEX COMPLÈTE
UN FINANCEMENT
DE 92,9 M$ POUR
LE PROJET HYDRO-
ÉLECTRIQUE AU FIL DE
L’EAU TRETHEWAY CREEK.
16 OCTOBRE 2014
INNERGEX ANNONCE L’OBTENTION DU DÉCRET GOUVERNE-
MENTAL POUR LE PROJET ÉOLIEN MESGI’G UGJU’S’N (MU).
LA SOCIÉTÉ ET SON PARTENAIRE ANNONCENT ÉGALEMENT
LA SIGNATURE RÉCENTE DU CONTRAT D’APPROVISIONNE-
MENT DE TURBINES AVEC SENVION SE.
TABLEAU DE BORD
• Faits saillants financiers et opérationnels
• Compte rendu d’activités
ET PLUS
30
3
REVUE ANNUELLE 2014 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
RENOUVELABLE.
DURABLE.
DEPUIS 25 ANS.
Innergex est un chef de file canadien de l’industrie de l’énergie renouvelable. En activité depuis 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 2014, l’entreprise a produit 2 962 GWh d’électricité et généré des revenus
de 242 millions de dollars. En date du mois de février 2015, son portefeuille d’actifs comprend 33 sites en exploitation d’une puissance installée
nette totale de 687 MW et cinq projets en développement d’une puissance installée nette totale de 208 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 3 190 MW.
Ses actions se négocient à la Bourse de Toronto sous le symbole « INE ».
07_1990
Début des activités de la
Société, présidée par Gilles
Lefrançois. Sa mission est
de concevoir, construire,
posséder et exploiter des
centrales hydroélectriques
au Canada.
11_1994
Mise en service de la centrale
hydroélectrique Saint-Paulin,
au Québec.
05_1996
Mise en service des centrales
hydroélectriques Portneuf
1-2-3, au Québec.
03_1999
Mise en service de la centrale
hydroélectrique Chaudière,
au Québec.
12_1999
Mise en service de la
centrale hydroélectrique
Batawa, en Ontario.
I
NNERGEX EXPLOITE ACTUELLEMENT UN PORTE-
FEUILLE DE 26 CENTRALES HYDROÉLECTRIQUES
AU FIL DE L’EAU, DONT 13 SONT SITUÉES EN
COLOMBIE-BRITANNIQUE, NEUF AU QUÉBEC,
TROIS EN ONTARIO ET UNE AUX ÉTATS-UNIS, POUR
UN TOTAL DE 547 MW DE PUISSANCE INSTALLÉE
BRUTE. L’HYDROÉLECTRICITÉ DEMEURE ENCORE
LA PLUS IMPORTANTE SOURCE D’ÉNERGIE POUR
L’ENTREPRISE, CELLE-CI REPRÉSENTANT PLUS
DE 75 % DE SA PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ
EN 2014. L’ENTREPRISE DEMEURE ACTIVE DANS
CE SECTEUR. EN 2014, ELLE A COMPLÉTÉ L’ACQUI-
SITION DE LA CENTRALE SM-1 DE 30,5 MW AU
QUÉBEC. LA SOCIÉTÉ POSSÈDE ÉGALEMENT
QUATRE PROJETS HYDROÉLECTRIQUES EN DÉVE-
LOPPEMENT AVEC CONTRATS D’ACHAT D’ÉLECTRI-
CITÉ EN COLOMBIE-BRITANNIQUE, QUI DEVRAIENT
TOUS ÊTRE EN SERVICE D’ICI LA FIN DE 2016.
INSTALLATION D'UNE VANNE D'ÉVACUATION
OBERMEYER LORS DE LA CONSTRUCTION
DE LA CENTRALE UPPER STAVE RIVER, EN
COLOMBIE-BRITANNIQUE.
04_2004
Acquisition de la centrale
hydroélectrique Windsor,
au Québec.
Innergex réalise un
placement privé d’actions
ordinaires de 12,3 M$.
05_2004
Fondation de Cartier
énergie éolienne, une
coentreprise d’Innergex
et de TransCanada pour
le développement éolien
en Gaspésie, au Québec.
12_2000
Acquisition de la centrale
hydroélectrique Montmagny,
au Québec.
06_2003
Innergex Énergie, Fonds de
revenu, réalise un premier
appel public à l'épargne
de 146 M$.
01_2004
Mise en service de la
centrale hydroélectrique
Rutherford Creek, en
Colombie-Britannique.
En 1994, Innergex mettait en service sa première centrale hydroélectrique au fil de l’eau : St-Paulin.
Cette centrale située au Québec exploite l’eau de la Rivière-du-Loup, dont le bassin hydrographique
totalise 1 372 km2. Le site où se trouve la centrale Saint-Paulin est connu dans la région pour sa
chute d’une beauté incontestable. Innergex a apporté un certain nombre d’améliorations au site
relativement à son potentiel récréatif et à son accessibilité au public.
I
NNERGEX EXPLOITE ACTUELLEMENT UN PORTEFEUILLE
DE SIX PARCS ÉOLIENS AU QUÉBEC, D’UNE PUISSANCE
INSTALLÉE BRUTE TOTALE DE 614 MW. EN 2014, UN
CONTRAT D’ACHAT D’ÉLECTRICITÉ DE 20 ANS A ÉTÉ SIGNÉ
AVEC HYDRO-QUÉBEC DISTRIBUTION POUR MESGI’G
UGJU’S’N (MU), UN PROJET ÉOLIEN DE 150 MW SITUÉ
EN GASPÉSIE, AU QUÉBEC. LA SIGNATURE DE CE CONTRAT
EN PARTENARIAT 50-50 AVEC LES TROIS PREMIÈRES
NATIONS MI’GMAQ DU QUÉBEC – GESGAPEGIAG, GESPEG
ET LISTUGUJ – A CONSTITUÉ UNE ÉTAPE IMPORTANTE
DANS LA PROGRESSION DE CE PROJET. SA MISE EN
SERVICE EST PRÉVUE EN 2016.
10_2004
Cartier énergie éolienne
remporte près de 75 % du
premier appel d’offres de
1 000 MW d’énergie éolienne
d’Hydro-Québec.
12_2004
Acquisition de la
centrale hydroélectrique
Horseshoe Bend dans l’Idaho,
aux États-Unis.
12_2005
Mise en service de la
centrale hydroélectrique
Glen Miller, en Ontario.
04_2006
Innergex ouvre un bureau
à Vancouver.
11_2006
Mise en service du parc
éolien Baie-des-Sables,
au Québec par Cartier
énergie éolienne.
10_2007
Michel Letellier est nommé
président et chef de la
direction d'Innergex énergie
renouvelable inc.
11_2007
Mise en service du parc
éolien L’Anse-à-Valleau,
au Québec par Cartier
énergie éolienne.
12_2007
Innergex réalise un premier
appel public à l'épargne
de 115 M$ pour Innergex
énergie renouvelable inc.
LES ÉOLIENNES ÉRIGÉES À VIGER-DENONVILLE,
AU QUÉBEC, SONT DOTÉES DE ROTORS DE
92,5 MÈTRES DE DIAMÈTRE.
11_2008
Mise en service du parc
éolien Carleton, au Québec
par Cartier énergie éolienne.
Mise en service de la centrale
hydroélectrique Umbata Falls,
en Ontario.
11_2009
Mise en service de la
centrale hydroélectrique
Ashlu Creek, en
Colombie-Britannique.
En 2004, Innergex a fait une entrée remarquée dans le secteur de l’énergie éolienne en
décrochant la part du lion lors du premier appel d’offres de 1 000 MW d’énergie éolienne
d’Hydro-Québec. En effet, Cartier énergie éolienne, la coentreprise qu’Innergex forme avec
TransCanada, a alors remporté 739,5 MW, une reconnaissance qui lui aura permis de développer
et d’exploiter, au fil des ans, de nombreux sites sur la péninsule gaspésienne. Baie-des-Sables, le
premier projet issu de cet appel d'offres à avoir été mis en service (2006), a été reconnu comme
un véritable modèle d’acceptabilité sociale – l’un des principes qui font la marque d’Innergex.
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 DE NOUVELLES POSSIBILITÉS
DE CROISSANCE. STARDALE EST UN PARC SOLAIRE DE
33,2 MWDC SITUÉ À HAWKESBURY EST, EN ONTARIO.
PLUS DE 144 000 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.
01_2010
Mise en service de
la centrale hydroélectrique
Fitzsimmons Creek, en
Colombie-Britannique.
03_2010
Regroupement stratégique
par voie de prise de contrôle
inversée d'Innergex énergie
renouvelable inc. par
Innergex Énergie, Fonds
de revenu.
Innergex réalise une émission
de débentures subordonnées
convertibles de 80,5 M$.
09_2010
Innergex réalise une émission
d’actions privilégiées de
série A de 85 M$.
11_2011
Mise en service du parc éolien
Montagne Sèche, au Québec, par
Cartier énergie éolienne.
Mise en service de la phase I
du parc éolien Gros-Morne,
au Québec, par Cartier
énergie éolienne.
04_2011
Acquisition de Cloudworks
Energy Inc., un producteur d’énergie
indé pen dant dont le siège social
est situé à Vancouver, en
Colombie-Britannique.
Innergex réalise un placement privé
d’actions ordinaires de 39,3 M$.
Innergex réalise une émission
d’actions ordinaires de 166 M$.
Acquisition de Stardale, premier
projet d'énergie solaire en Ontario.
En 2012, Innergex a mis en service le parc solaire Stardale, en Ontario, faisant ainsi son entrée
dans le secteur de l’énergie solaire et s’assurant du même coup d’une diversification encore
plus grande de ses activités. De récentes avancées technologiques ont rendu l’énergie solaire
de plus en plus concurrentielle à l’échelle mondiale. L’entreprise entend donc poursuivre son
expansion dans le secteur de l’énergie solaire, qui profite d’une très forte croissance.
LE PARC SOLAIRE STARDALE, EN ONTARIO,
EST COMPOSÉ DE PLUS DE 144 000 MODULES
POLYCRISTALLINS. LEUR INCLINAISON
DE 30° EST OPTIMALE.
05_2012
Mise en service du parc
solaire Stardale, en Ontario.
07_2012
Innergex réalise un
placement privé d’actions
ordinaires de 123,7 M$.
10_2012
Acquisition des centrales
hydroélectriques Brown Lake
et Miller Creek, en
Colombie-Britannique.
11_2012
Mise en service de la phase II
du parc éolien Gros-Morne,
au Québec, par Cartier
énergie éolienne.
12_2012
Innergex réalise une émission
d’actions privilégiées
de série C de 50 M$.
Mise en service du parc éolien
Montagne Sèche, au Québec, par
Cartier énergie éolienne.
Mise en service de la phase I
du parc éolien Gros-Morne,
au Québec, par Cartier
énergie éolienne.
I
NNERGEX CONTINUE D’ALLER DE L’AVANT AVEC
SON AMBITIEUX PROGRAMME DE DÉVELOPPEMENT
QUI COMPTE CINQ PROJETS EN DÉVELOPPEMENT
ACTUELLEMENT, DONT UN PROJET ÉOLIEN AU QUÉBEC
ET QUATRE PROJETS HYDROÉLECTRIQUES EN
COLOMBIE-BRITANNIQUE.
LES ACTIVITÉS DE CONSTRUCTION POUR LES PROJETS
HYDROÉLECTRIQUES AU FIL DE L’EAU TRETHEWAY
CREEK, UPPER LILLOOET RIVER, BOULDER CREEK
ET BIG SILVER CREEK VONT BON TRAIN. LE PROJET
TRETHEWAY CREEK DEVRAIT ÊTRE MIS EN SERVICE
D’ICI LA FIN DE 2015, TANDIS QUE LES TROIS
AUTRES DEVRAIENT ÊTRE MIS EN SERVICE
D’ICI LA FIN DE 2016.
AU QUÉBEC, INNERGEX ET SON PARTENAIRE AUTOCH-
TONE, LES PREMIÈRES NATIONS MI’GMAQ DU QUÉBEC,
CONTINUENT DE FAIRE PROGRESSER LE PROJET
ÉOLIEN MESGI’G UGJU’S’N. EN 2014, UN CONTRAT
D’ACHAT D’ÉLECTRICITÉ DE 20 ANS A ÉTÉ SIGNÉ AVEC
HYDRO-QUÉBEC DISTRIBUTION ET LE PROJET A REÇU
LE DÉCRET GOUVERNEMENTAL. SA CONSTRUCTION
DEVRAIT COMMENCER EN 2015 ET SA MISE EN
SERVICE EST PRÉVUE POUR LA FIN DE 2016.
07_2013
Acquisition de la centrale
hydroélectrique Magpie,
au Québec.
10_2013
Début des travaux
de construction de la
centrale hydroélectrique au
fil de l’eau Tretheway Creek,
en Colombie-Britannique.
11_2013
Mise en service du parc
éolien Viger-Denonville,
au Québec.
12_2013
Innergex est ajoutée à l'indice
composé S&P/TSX.
Mise en service de la centrale
hydroélectrique Northwest Stave
River, en Colombie-Britannique.
01_2014
Mise en service de la centrale
hydroélectrique Kwoiek Creek,
en Colombie-Britannique.
En 2013, Innergex a commencé les travaux de construction de la centrale
hydroélectrique au fil de l’eau Tretheway Creek. Située à environ 50 km au nord de
Harrison Hot Springs (Colombie-Britannique), cette centrale hydroélectrique au fil
de l'eau, dont la mise en service est prévue en 2015, sera d’une puissance installée
de 21,2 MW et d’une production annuelle estimée à 81,0 GWh.
LA CONSTRUCTION DU BARRAGE-DÉVERSOIR ET
DU CHENAL DE DÉRIVATION DE LA CENTRALE
TRETHEWAY CREEK, EN COLOMBIE-BRITANNIQUE,
A ÉTÉ ACHEVÉE À L'ÉTÉ 2014.
06_2014
Acquisition de la centrale
hydroélectrique SM-1,
au Québec.
MESSAGE DE MICHEL LETELLIER
RELEVER LE DÉFI
DE LA CROISSANCE
MICHEL LETELLIER, PRÉSIDENT ET CHEF DE LA
DIRECTION D’INNERGEX, DONNE LE COUP D’ENVOI
DU PROCHAIN CHAPITRE DE L’HISTOIRE DE LA SOCIÉTÉ.
12
REVUE ANNUELLE 2014 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. 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.
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 dans le solaire –,
elle a aussi acquis une réputation de
pionnière canadienne de l’industrie de
l’énergie renouvelable.
Nous nous sommes donc récemment livrés à un exercice de
planification stratégique, afin de poser les jalons de la prochaine
étape de notre histoire.
À l’issue de cet exercice, nous réaffirmons sans équivoque notre
engagement à faire exclusivement de l’énergie renouvelable.
De plus, le chemin que nous nous sommes tracé est toujours –
sinon plus – pertinent et nous réitérons notre mission d’accroître
notre production d’énergie renouvelable grâce à des installations
de grande qualité, développées et exploitées dans le respect de
l’environnement et dans l’équilibre des meilleurs intérêts des
communautés hôtes, de nos partenaires et de nos investisseurs.
Cet équilibre, Innergex y aspire intuitivement depuis toujours
et force est de reconnaître que notre succès s’est profondément
ancré dans des principes de développement durable. La
décision de produire, cette année, notre premier rapport
de développement durable s’inscrit tout à fait dans le cadre
des célébrations de notre 25e anniversaire et de notre planifica-
tion stratégique.
Bien sûr, nous redoublerons nos efforts pour consolider notre
position de chef de file de l’industrie de l’énergie renouvelable
au Canada. Par ailleurs, Innergex amorcera en 2015 un tournant
majeur, en transposant son modèle d’affaires dans des marchés
cibles à l’international. Il existe plusieurs marchés qui offrent
les conditions nécessaires pour permettre à la Société de faire
valoir son savoir-faire en matière de développement et de
financement de projet, sa capacité à créer des partenariats
fructueux et durables et son aptitude à conclure des acquisi-
tions à valeur ajoutée. Dans la mesure du possible, nous
mettrons à profit notre expertise pointue en hydroélectricité,
qui constitue pour nous à la fois un avantage concurrentiel
et un élément différenciateur.
Forts du succès de nos 25 premières années, nous nous
tournons vers l’avenir avec confiance et enthousiasme. Au nom
de toute l’équipe de direction et des employés d'Innergex, je
remercie chaleureusement nos clients, nos actionnaires, nos
prêteurs, nos fournisseurs et nos partenaires pour leur confiance
et leur contribution à notre réussite, et je les invite à continuer
d’évoluer avec nous. ●
13
I
nnergex célèbre cette année ses 25 ans – un jalon
important dans l’évolution de toute organisation.
Ensemble, nous avons travaillé fort pour bâtir une entreprise
dont nous sommes très fiers. Nous avons fait preuve d’une
discipline rigoureuse pour implanter un modèle d’affaires
respectueux, prudent et durable et pour construire un
portefeuille diversifié de 38 actifs d’une grande qualité et
d’une longue durée de vie. Fin 2016, nous achèverons un
ambitieux programme de développement qui nous a conduits
d’un bout à l’autre du Canada.
Aujourd’hui, Innergex jouit d’une masse critique et d’une
réputation enviables dont elle se servira pour relever un
important défi : renouveler ses sources de croissance
à long terme. Il nous appartient de définir notre avenir.
RELEVER LE DÉFI
DE LA CROISSANCE
REVUE ANNUELLE 2014 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
PRINCIPES CLÉS D’INNERGEX
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 de mériter et maintenir son acceptabilité sociale. Les voici :
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.
Le parc éolien Viger-Denonville, au Québec, a été
réalisé en partenariat avec la MRC de Rivière-du-Loup.
La vision d’Innergex est de
produire de l’énergie durable
pour un futur plus vert.
En 2014, Innergex a produit
2 962 GWh d’électricité ne générant
pratiquement aucune émission de CO2.
Si elle avait été produite à partir de
charbon, cette électricité aurait émis
environ 2,8 millions de tonnes de CO2.
Si elle avait été produite à partir de gaz
naturel, elle aurait émis environ
1,6 million de tonnes de CO2.
14
Les 25 dernières années se sont déroulées sous
le signe de la stabilité et de la continuité. Peu
d’entreprises réussissent aussi bien, pour aussi
longtemps. Pour y arriver, il faut avoir développé
une formule gagnante : notre axe de croissance a
toujours été les gens. C’est d’eux que viennent les
idées, le mouvement, le progrès, et ce sont eux
qui portent notre succès.
Jean Perron, chef de la direction financière
Connaître d’où l’on vient permet de comprendre
ce que l’on est. Nous avons l’intention d’appli-
quer la recette des premiers 25 ans à la
prochaine phase de notre développement,
qui nous amènera à l’international. Nous
continuerons d’avoir du succès en demeurant
fidèles à nos façons de faire et à nos valeurs.
Jean Trudel, chef de la direction des investissements
56748123REVUE ANNUELLE 2014 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. L’ÉQUILIBRE
RISQUE-RENDEMENT
POUR L’ÉQUIPE DE DIRECTION D’INNERGEX,
TOUT EST QUESTION D’ÉQUILIBRE : ÉQUILIBRE
DES ACTIFS EN DÉVELOPPEMENT ET EN
EXPLOITATION, DES SOURCES D’ÉNERGIE,
DES MARCHÉS GÉOGRAPHIQUES, ET SURTOUT
DES CONSIDÉRATIONS ÉCONOMIQUES,
SOCIALES ET ENVIRONNEMENTALES.
D
ans la sélection de projets potentiels à développer
comme dans la négociation d’acquisitions, il nous
faut savoir maintenir l’équilibre entre les risques
encourus et le rendement espéré. Certes, Innergex a développé
au fil des ans un modèle d’affaires axé sur une gestion
rigoureuse des risques. Toutefois, elle ne cherche pas à éliminer
tous les risques, mais plutôt à choisir et à gérer de façon
judicieuse ceux qu’elle prend, là où son expertise pointue lui
confère un avantage concurrentiel : dans l'incubation et le
développement de projets. C’est là qu’elle crée de la valeur.
C’est aussi là qu’elle trouve le rapport risque-rendement
le plus attrayant. ●
PROGRESSION DE LA PUISSANCE INSTALLÉE NETTE
DU PORTEFEUILLE D’ACTIFS D’INNERGEX
En MW, au 31 décembre 2014
■ réel ■ projeté
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
0
9
9
1
1
9
9
1
2
9
9
1
3
9
9
1
4
9
9
1
5
9
9
1
6
9
9
1
7
9
9
1
8
9
9
1
9
9
9
1
0
0
0
2
1
0
0
2
2
0
0
2
3
0
0
2
4
0
0
2
5
0
0
2
6
0
0
2
7
0
0
2
8
0
0
2
9
0
0
2
0
1
0
2
1
1
0
2
2
1
0
2
3
1
0
2
4
1
0
2
5
1
0
2
6
1
0
2
7
1
0
2
Innergex a réussi grâce à sa capacité d’adaptation
au changement, ainsi qu’à son ouverture à de
nouvelles technologies et à de nouveaux marchés.
Elle a fait preuve de souplesse et d’adaptabilité
en sachant réagir aux occasions de croissance qui
se sont présentées. À l’avenir, il lui faudra garder
cette souplesse et cette adaptabilité afin de créer
ses propres occasions de croissance.
Contrairement à d’autres promoteurs, Innergex a
choisi de croître en développant des actifs pour
les garder et les exploiter à long terme. Nous
avons toujours été fidèles à notre stratégie et à
notre philosophie de développement. Aujourd’hui,
notre portefeuille d’actifs diversifié nous permet
d’envisager d’exporter notre modèle d’affaires
dans de nouveaux marchés.
Richard Blanchet, vice-président principal
– Développement, Ouest du Canada et Amérique latine
Renaud de Batz, vice-président principal
– Gestion de projets hydroélectriques
Depuis le début des années 1990, une des
caractéristiques marquantes du marché de
l’énergie renouvelable est l’intensification de la
concurrence, en raison de l’attrait grandissant
pour ce type d’énergie et de la forte baisse des
coûts de certaines technologies. Nous sommes
persuadés qu’Innergex possède la taille pour faire
face à cette concurrence accrue et les qualités
pour continuer à se distinguer de ses concurrents.
Peter Grover, vice-président principal
– Gestion de projets éoliens et solaires
15
REVUE ANNUELLE 2014 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
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.
2015
UN PREMIER RAPPORT
DE DÉVELOPPEMENT
DURABLE
Chez Innergex, nous sommes très fiers de
notre engagement à produire exclusivement
de l’énergie renouvelable.
Toutefois, nous avons compris que le dévelop-
pement durable, c’est non seulement ce que
nous faisons, mais aussi la façon dont nous le
faisons. Notre succès au fil des ans est fondé
sur le développement de bons projets, qui pour
nous signifient des projets qui sont acceptés
par les communautés locales, qui respectent
l’environnement et qui sont économiquement
viables à la fois pour nous et pour les services
publics que nous desservons – en d’autres
mots, des projets qui trouvent un juste
équilibre entre les considérations sociales,
environnementales et économiques. Alors que
nous célébrons notre 25e anniversaire, il
convient tout à fait de reconnaître que notre
succès s’est profondément ancré dans des
principes de développement durable, et nous
sommes particulièrement heureux de produire
notre premier rapport de développement
durable, qui se veut un outil de transparence et
de reddition de comptes envers nos partenaires
et nos parties prenantes.
DISPONIBLE EN MAI 2015
au www.innergex.com
Une des raisons de la durabilité d’Innergex
pendant toutes ces années, c’est le sentiment
de communauté d’intérêts qui anime l’équipe de
direction et qui pousse ses membres à travailler
ensemble dans la poursuite d’un objectif
commun. Cette solidarité est aussi un gage
de sa réussite future.
Yves Baribeault, vice-président – Affaires juridiques,
Exploitation et Projets
Innergex est née d’une culture d’hydroélectricité
très forte au Québec, qu’elle a retrouvée et dont
elle a tiré profit en Colombie-Britannique. Notre
habileté à bien cerner les enjeux des marchés que
nous ciblons nous servira, entre autres, dans notre
développement à l’international.
Claude Chartrand, vice-président – Ingénierie
L’ampleur de nos projets a évolué à la mesure de
nos capacités et de notre expertise. En 1994,
nous mettions en service notre première centrale
hydroélectrique au fil de l’eau d’une puissance
installée de 8 MW. Aujourd’hui, nous sommes en
train de développer un projet hydroélectrique de
plus de 100 MW et un parc éolien de 150 MW, et
notre puissance installée brute totale sera bientôt
de 1 513 MW. Nous devons garder le cap et nous
outiller pour maintenir cette croissance.
François Hébert, vice-président principal
– Exploitation et entretien
16
REVUE ANNUELLE 2014 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. Centrale SM-1, près de Sept-Îles,
au Québec.
LE PARTENARIAT SOUS
UNE AUTRE FORME
L’ACQUISITION DE LA CENTRALE SM-1 AVEC LE RÉGIME
DE RENTES DU MOUVEMENT DESJARDINS.
E
n juin 2014, Innergex et le Régime de rentes du
Mouvement Desjardins ont créé un partenariat 50-50
afin de se porter acquéreurs de la centrale hydroélectrique SM-1
de 30,5 MW au Québec, Canada.
Innergex s'associe ainsi à un partenaire qui partage un horizon
d’investissement à très long terme et qui jouit d’un faible coût de
capital. De plus, elle bonifie son portefeuille d’actifs de qualité,
tout en optimisant le rendement de l’acquisition et en augmen-
tant ses Flux de trésorerie disponibles.
La structure financière de ce partenariat est novatrice : « Nous
sommes très heureux d’avoir conçu une structure de transaction
qui nous permet de nous positionner de façon concurrentielle
pour l’acquisition d’infrastructures d’énergie renouvelable aux
prix courants, en profitant du faible coût de capital et de
l’horizon à long terme d’un régime de retraite et de notre
expertise en tant qu’exploitant, pour réaliser un taux de rende-
ment interne après impôt attrayant pour nos actionnaires.
Nous avons l’intention de reproduire cette structure pour de
futures acquisitions d’actifs d’énergie renouvelable », a déclaré
Michel Letellier, président et chef de la direction d’Innergex. ●
Après 25 ans, notre succès repose toujours sur
une vision solide et une culture entrepreneuriale
forte de gens qui se sont investis pleinement.
Nous croyons plus que jamais à l’énergie
renouvelable et misons sur nos gens pour
poursuivre notre mission.
Anne Cliche, vice-présidente – Ressources humaines
La croissance d’Innergex au cours des 25 dernières
années a commencé avec des gens qui ont
adhéré à une philosophie de développement
durable, pour ensuite transformer l’idée de
l’énergie renouvelable en 1 194 MW de puissance
installée brute, d’un océan à l’autre. Alors que la
Société fera bientôt son entrée dans de nouveaux
marchés et qu’elle mettra à profit les leçons tirées
du développement et de l’exploitation d’actifs
d’énergie renouvelable, son avenir s’annonce
des plus prometteurs.
Matt Kennedy, vice-président – Environnement
Même après 25 ans d’existence, notre mission
et nos valeurs sont plus que jamais d’actualité.
Elles engendrent chez les gens d’Innergex une
passion et un sentiment d’appartenance. Jumelée
à une culture entrepreneuriale et une saine
gestion des risques, cette passion s’est avérée un
véritable catalyseur de notre croissance et de
notre rayonnement.
Nathalie Théberge, vice-présidente – Affaires juridiques
corporatives et Secrétaire
17
REVUE ANNUELLE 2014 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
•4
NOTRE
PORTEFEUILLE
D’ACTIFS
DIVERSIFIÉ. ÉQUILIBRÉ.
ET PORTEUR DE CROISSANCE
POUR LES INVESTISSEURS.
•
•17
•
•24
•
•9
•1
•
•13
•
•
•
•8 •7
29• •28
•
•
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.
20•
•
•
•15
31•
•
VANCOUVER •
OUEST
Innergex a fait sa première incursion dans le marché de la Colombie-Britannique
en 2002, avec la construction de la centrale Rutherford Creek. Aujourd’hui,
l’entreprise exploite 13 centrales hydroélectriques au fil de l’eau dans cette
province. Elle possède aussi dans cette région quatre projets hydroélectriques
en construction, ainsi qu’un portefeuille de 1 425 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.
18
REVUE ANNUELLE 2014 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
•12
• BOISE
•30
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*
•27
•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, au 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 12 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
1 765 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 (%) 99,99
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
•26
•16
•11
•18
•14
•5
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
25
SAINT-PAULIN (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1994
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 8,0
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2034
26
SM-1 (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1993/2002
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 30,5
PARTICIPATION (%) 50,01
ÉCHÉANCE DES CAÉ 2018/2027
27
STARDALE (ON)
MISE EN EXPLOITATION 2012
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 33,2 DC
PARTICIPATION (%)100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2032
28
STOKKE CREEK (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2009
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 22,0
PARTICIPATION (%) 50,01
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2049
29
TIPELLA CREEK (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2009
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 18,0
PARTICIPATION (%) 50,01
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2049
30
UMBATA FALLS (ON)
MISE EN EXPLOITATION 2008
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 23,0
PARTICIPATION (%) 49,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2028
31
UPPER STAVE RIVER (C.-B.)
MISE EN EXPLOITATION 2009
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 33,0
PARTICIPATION (%) 50,01
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2049
32
VIGER-DENONVILLE (QC)
MISE EN EXPLOITATION 2013
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 24,6
PARTICIPATION (%) 50,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2033
33
WINDSOR (QC)
MISE EN EXPLOITATION 1996
PUISSANCE INSTALLÉE (MW bruts) 5,5
PARTICIPATION (%) 100,00
ÉCHÉANCE DU CAÉ 2016*
*contient une clause de renouvellement
23•
•22
21•
•2
• RIMOUSKI
•32
•19
•25
TROIS-RIVIÈRES •
QUÉBEC •
•6
• MONTRÉAL
•33
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 l’équilibre
des meilleurs intérêts 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 elle s’adapte à l’évolution de l’offre et de la demande en électricité.
En Ontario, l’approvisionnement en puissance installée d’énergie
renouvelable repose désormais sur un processus d’offre compétitif
qui tient compte des besoins et des préoccupations des communautés
locales, y compris les municipalités et les Premières Nations. Le
plan énergétique à long terme du gouvernement cible des ajouts de
capacité de 300 MW d’énergie éolienne et de 140 MW d’énergie solaire
en 2015, pour lesquels un processus d’appel d’offres est en cours
à l’heure actuelle, puis l’ajout de 300 MW d’énergie éolienne et de
150 MW d’énergie solaire en 2016, avec des révisions annuelles par la
suite. Innergex a plusieurs projets potentiels éoliens et solaires qu’elle
continue de faire progresser en vue de les soumettre selon les termes
de ces appels d’offres. D’autres 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, le plan intégré des ressources de BC Hydro
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 envisage une hausse de la demande de l’électricité et caresse
d’ambitieux projets de développement de mines et de gaz naturel
liquéfié (GNL). Toutefois, le gouvernement a annoncé en décembre
dernier son approbation du projet de grand barrage hydroélectrique
Site-C de 1 100 MW, ce qui pourrait réduire les perspectives de
développement des producteurs indépendants d’électricité à court
et moyen terme. Innergex espère profiter de sa forte présence, de sa
réputation 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, plus particulièrement au moyen de partenariats
et de contrats d’achat d’électricité négociés de gré à gré.
Au Québec, Hydro-Québec Distribution a finalisé l’appel d’offres
annoncé 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. Au total, 54 soumis-
sions totalisant 6 627 MW ont été déposées en novembre 2014 dans
le cadre de cet appel d’offres très compétitif. Innergex a soumis
cinq projets totalisant 813 MW, et demeure à ce jour convaincue
d’avoir présenté les meilleures soumissions possible en fonction
de son expérience de développement de projets éoliens en Gaspésie,
lesquelles étaient tout à fait concurrentielles en termes de prix.
Malheureusement, les projets de la Société n’ont pas été sélectionnés
pour un contrat. L’un d’eux a toutefois été retenu comme projet de
réserve. Certains des projets développés pour cet appel d’offres
pourront être soumis ultérieurement. En outre, les prix de cet appel
d’offres démontrent la compétitivité de l’énergie renouvelable au
Québec comme ailleurs, même dans le contexte du faible prix des
énergies fossiles.
Dans le cadre de sa planification stratégique, la Société a réitéré son
engagement à demeurer exclusivement dans l’énergie renouvelable.
Elle continuera de développer son portefeuille de projets potentiels
hydroélectriques, éoliens et solaires au Canada et cherchera à
consolider sa position de chef de file de l’industrie de l’énergie
renouvelable dans ce pays. De plus, son savoir-faire en matière de
développement et de financement de projet, sa capacité à créer des
partenariats fructueux et durables et son aptitude à conclure des
acquisitions à valeur ajoutée lui serviront de levier pour s’implanter
dans de nouveaux marchés cibles à l’international, afin de renouveler
son potentiel de croissance. Dans les pays en développement de
l’Amérique latine, la demande d’électricité reste forte et les
gouvernements cherchent à accroître leurs approvisionnements
en énergie renouvelable, dont ils sont abondamment pourvus. Par
ailleurs, les pays européens au développement plus avancé ont
adopté des objectifs ambitieux de réduction des émissions de GES
et s’emploient à réduire leur dépendance envers les sources d’énergie
plus traditionnelles, deux priorités nécessitant une part accrue des
énergies renouvelables dans les portefeuilles énergétiques de ces
pays. Il existe plusieurs marchés dans lesquels la Société peut
transposer son modèle d’affaires. ●
NOMBRE DE SITES EN EXPLOITATION
au 31 décembre (réel 2003-2014, prévu 2015-2017)
38
38
34
33
32
28
25
17
16
15
13
12
11
9
7
3
0
0
2
4
0
0
2
5
0
0
2
6
0
0
2
7
0
0
2
8
0
0
2
9
0
0
2
0
1
0
2
1
1
0
2
2
1
0
2
3
1
0
2
4
1
0
2
5
1
0
2
6
1
0
2
7
1
0
2
L’ACCEPTABILITÉ
SOCIALE AU QUOTIDIEN
LE FACTEUR HUMAIN EST UN ÉLÉMENT
CENTRAL DANS NOS PROJETS.
D
epuis 25 ans, Innergex
démontre qu’elle entretient
des relations harmonieuses
avec les communautés locales. La Société
a su faire de l’acceptabilité sociale la
pierre angulaire de sa stratégie de
développement. Son secret ? Michel
Letellier, président et chef de la direction,
explique : « Ce sont nos gens sur le terrain
qui font toute la différence, ils sont
présents dès le départ, bien avant
l’implantation d’un projet, afin de bien
comprendre les besoins et les enjeux des
communautés. En écoutant les gens, en
choisissant de mettre en place des projets
qui reflètent leurs aspirations et en
harmonisant ses objectifs à ceux de la
communauté, Innergex parvient à bâtir
de solides relations à long terme et des
projets réussis ».
Parce que le concept d’acceptabilité
sociale est un principe clé pour Innergex,
certains de ses employés ont comme
unique responsabilité de représenter
l’entreprise, sur le terrain, auprès de ses
parties prenantes. L’une de ces personnes
est Liz Scroggins, coordonnatrice de
projets et Relations avec les commu-
nautés, qui travaille au bureau d’Innergex
à Pemberton, près de Whistler, en
Colombie-Britannique. Liz s’occupe
principalement du Projet hydroélectrique
Upper Lillooet, un projet d’envergure qui
comprend deux centrales hydroélec-
triques au fil de l’eau d’une puissance
installée totale de 106,7 MW. Durant
trois ans, plus de 300 personnes
travailleront à la construction de ce
projet. Depuis 2010, soit bien avant
la première pelletée de terre, le rôle
principal de Liz est de travailler en étroite
collaboration avec toutes les parties
prenantes. Ses publics sont tout aussi
nombreux que variés : les résidents, les
Premières Nations, les usagers récréatifs,
les chasseurs, les propriétaires de
terrains, les municipalités, etc. Si les
gens ont des préoccupations ou des
questions par rapport au projet, c’est à
Liz qu’ils peuvent s’adresser et elle
s’efforce de bien cerner leurs préoccupa-
tions pour y répondre le mieux possible.
22
REVUE ANNUELLE 2014 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
« En résumé, mon travail
est de rendre tout le
monde heureux. »
Liz Scroggins,
coordonnatrice de projets
et Relations avec les
communautés
L’acceptabilité sociale n’est pas seulement la pierre angulaire de la
stratégie de développement d’Innergex, elle s’est aussi avérée un
extraordinaire levier de croissance à travers le temps. Elle a permis à
maintes reprises à l’entreprise de construire des projets réussis, qui
s’inscrivent dans une perspective de développement durable. Que ce
soit sous forme de partage des retombées économiques, d’opportunités
d’emploi ou de copropriété, Innergex a compris la volonté grandissante
des communautés de devenir des joueurs actifs de leur développement
socioéconomique. Cette tendance ira en s’accélérant dans le futur.
Innergex, un des commanditaires de la
9e édition du Winterfest de Pemberton,
en Colombie-Britannique.
Julia Mancinelli, chef – Environnement
chez Innergex, et Liz Scroggins.
« En résumé, mon travail est de rendre
tout le monde heureux », mentionne-t-elle
en souriant. Liz a le profil idéal pour
exercer ses fonctions. D’une part, elle
possède un baccalauréat en géologie et
un diplôme d’études supérieures en
sciences de l’environnement ; d’autre
part, elle habite Pemberton depuis près
de 20 ans.
Le Projet hydroélectrique Upper Lillooet
jouit d’une grande visibilité, et l’impor-
tance d’être présent au sein de la
communauté est indéniable. Liz précise :
« Les gens ont tendance à penser
qu’Upper Lillooet est très éloigné, mais
ce n’est pas le cas. Pemberton et Whistler
sont très près de Vancouver géographi-
quement, c’est une zone très active
offrant beaucoup d’événements récréatifs.
Les gens se sentent concernés et veulent
être au fait du projet ».
La transparence est le mot d’ordre.
Afin que le projet soit perçu positivement
par la communauté, Innergex doit faire
preuve d’ouverture et de limpidité
dans ses interactions avec les parties
prenantes, et ce, en tout temps. Offrir aux
gens l’occasion d’en apprendre davantage
sur le projet et sur ses manières de faire
est primordial. La Société croit qu’il est
très important d’expliquer le projet et
la façon dont elle le gère, notamment
quant à sa volonté d’atténuer son impact
environnemental. « Il est de notre devoir
de nous assurer que nous faisons de
notre mieux en tout temps et à tous
les niveaux. Nous nous préoccupons
énormément de Pemberton et des gens
qui y vivent. Si nous faisons du bon
travail, nous obtenons leur approbation
et leur respect », estime Liz.
Le travail de relation avec les commu-
nautés comporte aussi certains défis.
« Nous devons faire en sorte que les gens
soient sur la même longueur d’onde »,
mentionne Liz. « Naturellement, il y aura
toujours des gens qui ne seront pas
en faveur du projet. Toutefois, si nous
réussissons à amorcer un dialogue
respectueux, les gens prennent le temps
d’écouter, ils apprennent, ils deviennent
souvent plus réceptifs et en viennent
même à voir les choses sous un nouvel
angle. Le plus grand défi dans mon travail
est de créer les occasions qui favorisent
ce dialogue. » En plus d’avoir ouvert un
bureau à Pemberton, la Société rend
disponibles en ligne tous ses rapports qui
font état de ses activités en environne-
ment. En rendant possible la consultation
de ces rapports par le public, Innergex
donne tout son sens à la notion
de transparence.
L’acceptabilité sociale fait partie
intégrante du concept de développement
durable. Si tous les employés d’Innergex
y adhèrent, plusieurs d’entre eux, comme
Liz, incarnent la relation de l’entreprise
avec ses parties prenantes et contribuent,
chaque jour, au comportement durable et
respectueux de l’entreprise. ●
23
REVUE ANNUELLE 2014 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. INVESTIR
DANS L’AVENIR
INNERGEX OCTROIE DES MILLIERS
DE DOLLARS EN BOURSES D’ÉTUDES
AFIN DE SOUTENIR LES JEUNES DANS
LEUR ÉPANOUISSEMENT.
24
REVUE ANNUELLE 2014 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. En 2013, Cartier énergie éolienne inaugurait un programme de bourses d’études en
maintenance d’éoliennes. Pendant trois ans, six bourses d’études annuelles de 2 000 $
chacune seront octroyées sous deux volets : trois bourses d’études destinées au volet général
et trois destinées au volet autochtone. L’objectif du programme est d’encourager la
main-d’œuvre locale et autochtone en lui offrant une formation de pointe dispensée par le
Cégep de la Gaspésie et des Îles et ainsi lui permettre d’accéder à des emplois de qualité,
dans un secteur dynamique et porteur d’avenir.
Cartier énergie éolienne est une coentreprise de TransCanada et d’Innergex énergie
renouvelable qui exploite cinq parcs éoliens d’une puissance installée de 590 MW en
Gaspésie, au Québec.
C
haque année, Innergex verse
plusieurs milliers de dollars en
bourses d’études collégiales
ou universitaires à des étudiants issus
des communautés où elle exerce ses
activités. Aujourd’hui, ces bourses font
partie intégrante des ententes sur les
retombées et les avantages d’un projet,
un engagement formel préalable à toute
démarche de développement faite en
collaboration avec les Premières Nations.
La Société y voit une façon privilégiée de
partager les retombées économiques de
son activité, ce qui s’inscrit dans sa
volonté d’agir de manière responsable
et durable.
Certes, les retombées socioéconomiques
des projets d’Innergex peuvent prendre
des formes diverses : emplois créés
durant la construction, redevances
versées aux organisations administratives,
soutien pour des événements sociocom-
munautaires... Généralement, ces
retombées profitent à l’ensemble de la
communauté. La particularité des bourses
d’études, ce qui fait qu’elles revêtent un
caractère spécial tant pour l’entreprise
que pour les responsables communau-
taires, c’est qu’elles bénéficient de
manière directe et permanente à des
membres de la communauté.
Pour les jeunes récipiendaires, les
bourses d’études peuvent ouvrir la porte
à des études supérieures, à un emploi
à valeur ajoutée et à une plus grande
autonomie. Elles établissent ainsi un
lien très fort entre le projet et l’avenir
des personnes concernées.
Rappelons que l’éducation est l’un des
cinq secteurs que privilégie Innergex
dans le cadre de sa politique de dons et
commandites – les autres étant l’envi-
ronnement et le développement durable,
le développement économique des
communautés locales et des Premières
Nations, les projets sociocommunau-
taires, et le sport et la santé. ●
« Les bourses d’études sont
une composante modeste
mais très importante
de nos ententes sur les
retombées et les avantages,
parce qu’elles concrétisent
ces avantages pour les
individus. Elles créent des
opportunités pour nos
jeunes et font une diffé-
rence dans leur vie. »
Curt Walker, Directeur
général de la Nation Lil’wat,
en Colombie-Britannique
25
REVUE ANNUELLE 2014 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
Les normes de sécurité font
partie intégrante du travail,
comme ici, au Parc éolien
Baie-des-Sables, au Québec.
AVOIR UNE VISION
DURABLE, C'EST
ASSUMER SES
RESPONSABILITÉS.
GESTION DE LA SANTÉ,
DE LA SÉCURITÉ ET
DE L'ENVIRONNEMENT.
P
our Innergex, maintenir les
normes de santé et sécurité les
plus rigoureuses va bien au-delà
du respect des exigences légales et
réglementaires. Sa priorité ? Que ses
employés soient en sécurité et protégés,
d’un océan à l’autre, sur l’ensemble de
ses sites.
À cet égard, la Société met de l’avant
une politique et un système de gestion
de santé, sécurité et environnement qui
officialisent ses engagements : maintien
d’un lieu de travail sûr et sain pour ses
employés; respect des lois relatives à la
protection des employés, du public et de
l’environnement; évaluation et prise en
compte des impacts potentiels de ses
activités; et réduction et évitement de ces
impacts. Aussi, ils formalisent l’impor-
tance de l’engagement et de la responsa-
bilité de ses employés envers cette
politique. L’entreprise a fait de grands
pas en mettant en place des procédures
et des processus pour encadrer, guider et
surveiller sa performance en santé et
sécurité. Elle s’assure ainsi d’appliquer
26
avec succès une culture de prévention et
d’amélioration continue. En établissant
des procédures claires et en formant
adéquatement ses employés, l’entreprise
peut plus facilement anticiper les risques
pour ses employés, dans le but de les
limiter, voire les enrayer, sur leur lieu
de travail.
Si l’objectif de l’entreprise est toujours
de cibler zéro incident ou blessure
professionnelle, les responsables
demeurent toutefois lucides et transpa-
rents : « Mis à part dans leur voiture,
c’est en général au travail que les gens
risquent le plus de se blesser dans leur
vie. C’est probablement également un tel
incident qui risquerait d’avoir le plus de
conséquences immédiates sur leur vie,
souvent de manière permanente, explique
Martin Brosseau, chef – Santé, sécurité
et environnement chez Innergex. Nous
ne sommes pas dans un secteur très à
risque, mais il est important de recon-
naître que les conséquences d’un
accident dans le cadre de nos opérations
peuvent être graves. Nous manœuvrons
REVUE ANNUELLE 2014 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
AVOIR UNE VISION
DURABLE, C'EST
ASSUMER SES
RESPONSABILITÉS.
« La santé-sécurité,
c’est plus que la
réglementation : c’est une
responsabilité morale. »
Steven Kynoch, chef – Santé,
sécurité et environnement
de la machinerie lourde et nous travail-
lons avec de l’électricité sous haute
tension, de grands volumes d’eau, et
souvent dans des conditions météorolo-
giques difficiles, alors il est d’autant
plus important d’avoir des processus
rigoureux, une structure fonctionnelle
et des normes de santé-sécurité des
plus claires. »
Vu la croissance rapide de l’entreprise,
Innergex a également implanté un
système de gestion de santé-sécurité
formel et structuré. Celui-ci s'inspire
du référentiel BS OHSAS 18001,
Gestion de la santé et de la sécurité au
travail, qui est un modèle reconnu de
système de gestion et de prévention
de risques professionnels.
Avec ce référentiel, la Société ne se
contente pas de suivre la loi et les
réglementations obligatoires, mais
souhaite adhérer à des normes très
élevées. « Nous devons en faire plus
parce que nous ne pouvons pas assurer
un niveau de supervision comme il est
possible de le faire dans une usine. Nos
normes internes sont très élevées. Par
exemple, notre procédure d’entrée en
espace clos est volontairement des plus
rigoureuses », indique Martin Brosseau.
Innergex doit composer avec plusieurs
défis au quotidien. Elle opère des
centrales à distance et ses opérateurs
travaillent dans des endroits éloignés,
parfois seuls ou de manière isolée. Si
l'entreprise déploie tous les efforts pour
que les employés soient adéquatement
formés et aient tous les outils en main
L’objectif du référentiel BS OHSAS 18001 est de fournir aux entreprises un support d'évaluation et de
certification de leur système de gestion de la santé et de la sécurité au travail, compatible avec les
normes internationales de systèmes de gestion (les plus connues étant : ISO 9001 pour la Qualité,
ISO 14001 pour l'Environnement et ILO-OSH 2001 pour la Sécurité et la Santé au travail).
BS OHSAS 18001 PERMET DE :
• créer les meilleures conditions de travail possible au sein de l’organisation ;
• identifier les dangers et mettre en place des contrôles pour les gérer ;
• réduire les accidents du travail et les maladies professionnelles ;
• mobiliser et motiver le personnel avec des conditions de travail meilleures et plus sûres ;
• démontrer la conformité auprès des parties prenantes.
Le système de gestion de santé-sécurité d'Innergex s'inspire du référentiel BS OHSAS 18001.
pour assurer leur sécurité, il n’en
demeure pas moins qu’une partie du suivi
repose sur la confiance, puisqu’il n’est
pas possible de superviser leur travail au
quotidien. « C’est notre plus grand enjeu,
explique François Hébert, vice-président
principal - Exploitation et Entretien. Nos
employés ne doivent pas simplement
« suivre » les processus en place, ils
doivent se les approprier. Il ne faut pas
que nos normes soient perçues comme
étant imposées ou comme une tâche
supplémentaire. Elles doivent être
intégrées dans nos habitudes et façons
de faire, aussi naturellement que
possible. C’est notre plus grand souhait,
que nos employés soient partie prenante
de leur propre sécurité. » L’entreprise
s’assure donc de former et de donner tout
le soutien nécessaire à ses gens. Les
employés sont partie intégrante du
processus, car ce sont eux qui ont la
responsabilité d’appliquer les mesures
et de respecter les procédures.
L’implantation du système de gestion
de la santé, sécurité et environnement
comporte 23 éléments. À ce jour, 75 %
de ces éléments ont été mis en œuvre.
En 2015, Innergex verra à développer
et implanter les éléments restants du
système de gestion. Par la suite, on
compte passer de l’implantation au suivi.
Ce dernier consistera à auditer le
fonctionnement du système de gestion
et à assurer l’amélioration continue de
son application. L’objectif est que le
système soit éprouvé alors qu'Innergex
cherche à s'implanter dans de
nouveaux marchés. ●
« La santé-sécurité,
c’est la responsabilité
de chacun. »
Martin Brosseau, chef – Santé,
sécurité et environnement
27
REVUE ANNUELLE 2014 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. MESSAGE DE JEAN LA COUTURE
UNE AUDACE
RENOUVELÉE
JEAN LA COUTURE, PRÉSIDENT DU CONSEIL
D’ADMINISTRATION, FAIT LE POINT SUR LES
25 ANS D’INNERGEX, LE DYNAMISME RENOUVELÉ
DE L’ENTREPRISE ET L’ÉVOLUTION DU CONSEIL
D’ADMINISTRATION EN CONSÉQUENCE.
COMITÉS DU CONSEIL D’ADMINISTRATION
COMITÉ
D’AUDIT
Président
■
—
■
■
COMITÉ
DE RÉGIE
D’ENTREPRISE
COMITÉ DE
MISE EN
CANDIDATURE
—
Président
■
—
■
■
Président
■
■
■
COMITÉ DES
RESSOURCES
HUMAINES
—
■
Président
■
—
John A. Hanna
Jean La Couture
Richard Laflamme
Daniel L. Lafrance
William A. Lambert
28
Parc solaire Stardale,
Ontario.
REVUE ANNUELLE 2014 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
CONSEIL D’ADMINISTRATION D’INNERGEX
ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
JOHN A. HANNA*
Occupation principale : Administrateur de sociétés
Administrateur 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
* John A. Hanna, 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.
Q
ue signifient pour vous
les 25 ans d’Innergex ?
La célébration des 25 ans d’Innergex est l’occasion idéale de
faire le bilan de ses réalisations. De fil en aiguille, la Société a
apprivoisé trois technologies d’énergie renouvelable – d’abord
l’hydroélectricité, puis l’énergie éolienne, et plus récemment
l’énergie solaire. L’équipe d’Innergex a maîtrisé tous les aspects
du processus de développement de projet, de la modélisation
au financement et à la gestion de la construction. Enfin, ses
opérateurs invétérés ont perfectionné l’exploitation et l’entretien
préventif d’actifs afin d’en optimiser la qualité et la longue
durée de vie.
S
elon vous, quel est le plus grand défi pour
Innergex au cours des 25 prochaines années ?
Comme pour toute entreprise qui grandit, le plus grand défi
pour Innergex sera de maintenir un profil de croissance
attrayant, auquel sont habitués ses actionnaires et autres
parties prenantes.
La Société devra utiliser ses acquis comme levier pour entre-
prendre, avec une audace renouvelée, la prochaine étape de son
développement, qui l’amènera à s’implanter dans de nouveaux
marchés cibles à l’international. Elle devra aussi se montrer
entreprenante dans la création de partenariats et la réalisation
d’acquisitions afin de consolider sa position de chef de file de
l’industrie de l’énergie renouvelable au Canada.
Innergex a les assises pour assurer sa croissance pour de
nombreuses années à venir – une croissance qui demeurera
mesurée, rentable, et respectueuse de l’environnement et
de ses employés, partenaires, clients et fournisseurs.
L
e tournant au sein d’Innergex en appelle-t-il un
au sein du conseil d’administration ?
En effet, le processus naturel de planification de la relève nous
donne l’occasion de nous ajuster pour mieux épauler l’équipe de
direction, superviser les activités et la croissance de la Société et
assurer la saine gestion des risques auxquels elle doit faire face.
L’occasion se présentera prochainement, alors que nous aurons
deux postes vacants à combler cette année.
La matrice de compétences élaborée par le comité de régie
d’entreprise dans le cadre de la planification de la relève, et
dont se sert le conseil d’administration pour évaluer la perti-
nence de sa composition, a permis à ce dernier de rapidement
identifier les compétences à privilégier dans la recherche de
nouveaux administrateurs pour appuyer la Société dans sa
planification stratégique. Ainsi, nous sommes très heureux
d’annoncer que Mme Monique Mercier, vice-présidente à la
direction, Affaires corporatives, chef des services juridiques
et secrétaire générale de Telus et basée à Vancouver, ainsi que
M. Dalton McGuinty, ancien premier ministre de l’Ontario et
aujourd’hui conseiller spécial, Marchés et Industries chez PwC
Canada, seront proposés au poste d’administrateur en prévision
de l’assemblée annuelle des actionnaires du 13 mai 2015.
Nous remercions chaleureusement John A. Hanna pour sa
précieuse contribution au sein du conseil d'administration
depuis le premier appel public à l’épargne d’Innergex en 2003.
Puisque M. Hanna a atteint la durée maximale prévue à la charte
du conseil d’administration pour siéger à titre d’administrateur
de la Société, le renouvellement de son mandat ne sera pas
sollicité lors de la prochaine assemblée annuelle des action-
naires. Nous lui souhaitons tout le succès voulu dans ses
projets futurs. ●
29
REVUE ANNUELLE 2014 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
TABLEAU DE BORD
FAITS SAILLANTS
FINANCIERS
ET OPÉRATIONNELS
SOMMAIRE FINANCIER
Pour les exercices terminés le 31 décembre
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire)
20141 20131 20121 20112 20102
Production d’électricité (MWh)
Produits
BAIIA ajusté3
Dividende déclaré - $ par action privilégiée de série A
Dividende déclaré - $ par action privilégiée de série C4
Dividende déclaré - $ par action ordinaire
2 962 450
241 834
179 562
1,25
1,4375
0,60
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
1 Préparés conformément aux IFRS - excluent
les coentreprises.
2 Redressés conformément aux IFRS - incluent
les coentreprises.
3 Défini comme étant les produits moins les
charges opérationnelles, les frais généraux
et administratifs et les charges liées aux
projets potentiels.
4 Le versement de dividende initial était plus
élevé en 2013 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 $.
PUISSANCE INSTALLÉE NETTE
Au 31 décembre
(MW)
DIVERSIFICATION
PAR SOURCE D’ÉNERGIE
Basé sur les produits consolidés
DIVERSIFICATION
GÉOGRAPHIQUE
Basé sur les produits consolidés
687
672
577
461
71 %
Hydro
22 %
Éolien
7 %
Solaire
48 %
Colombie-
Britannique
2 %
Idaho,
É.-U.
41 %
Québec
9 %
Ontario
STRUCTURE
DU CAPITAL
Au 31 décembre
37 %
Capitalisation
boursière
2 %
Participation
minoritaire
4 %
Actions privilégiées
ÉCHÉANCES DES CAÉ
Basé sur la moyenne à long terme de la production
annuelle consolidée des sites en exploitation
39 %
> 20 ans
11 %
Dette de
la Société
3 %
Débentures
convertibles
43 %
Dettes liées
aux projets
21 %
< 10 ans
40 %
10 ans - 20 ans
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
326
321
271
218
180
138
80
65
PRÉVISIBILITÉ DE LA PRODUCTION
(GWh)
100 %
96 %
97 %
101 %
97 %
101 %
103 %
95 %
105 %
101 %
103 %
102 %
Moyenne 2003-2014 : 99 %
Production réelle
Moyenne à long terme
de la production annuelle
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
30
REVUE ANNUELLE 2014 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
PROJETS EN
DÉVELOPPEMENT
ÉOLIEN
HYDRO
PROJET
LIEU
PUISSANCE
INSTALLÉE
BRUTE (MW)
PARTICIPATION
D’INNERGEX
COÛTS DE
CONSTRUCTION
ESTIMÉS (M$)
DATE PRÉVUE
DE MISE
EN SERVICE
Mesgi'g Ugju's'n
QC
150,0
50,0 %
340,0 1
2016
Tretheway Creek
Boulder Creek
Upper Lillooet River
Big Silver Creek
C.-B.
C.-B.
C.-B.
C.-B.
21,2
25,3
81,4
40,6
100,0 %
66,7 %
66,7 %
100,0 %
111,5
119,2
315,0
216,0
2015
2016
2016
2016
1 Estimation préliminaire, sous réserve de modifications.
RÉPARTITION DES REVENUS PAR SITE
Basé sur les produits consolidés
LIQUIDITÉS ET COMPTES DE RÉSERVE
Au 31 décembre
(M$)
7,0 % Stardale
7,2 % Gros-Morne (I & II)
2,2 % Montagne Sèche
4,9 % Carleton
4,0 % L’Anse-à-Valleau
4,1 % Baie-des-Sables
2,0 % SM-1
2,7 % Northwest Stave River
7,4 % Kwoiek Creek
4,2 % Magpie
2,2 % Miller Creek
1,7 % Brown Lake
1,4 % Horseshoe Bend
FAITS SAILLANTS 2014
La production
d’électricité a
augmenté de
par rapport à l’an passé
24 %
Les produits ont
augmenté de 22 % à
242 M$
Saint-Paulin 1,5 %
Montmagny 0,2 %
Portneuf (1-2-3) 5,4 %
Windsor 1,5 %
Batawa 1,1 %
Chaudière 4,2 %
Rutherford
Creek 4,3 %
Glen Miller 1,3 %
Ashlu Creek 7,9 %
Fitzsimmons 1,3 %
Douglas Creek 3,2 %
Fire Creek 3,2 %
Lamont Creek 3,5 %
2,7 %
Stokke Creek
2,8 %
Tipella Creek
Upper Stave River
5,1 %
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
2014
41,34
85,81
54,61
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
88 %
Ratio de distribution
Une
acquisition
complétée
La puissance installée nette
a augmenté de 2 % à
687 MW
33 Nombre d’installations
77 %
en exploitation
provenant de l’hydroélectricité
Proportion d’énergie
L’électricité que nous avons
produite peut alimenter
247 000
foyers canadiens
93 M$
levés en financement
de projet
31
REVUE ANNUELLE 2014 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
TABLEAU DE BORD
COMPTE RENDU
D’ACTIVITÉS
Comme par le passé, nous poursuivrons notre ambitieux programme de
développement, maintiendrons une structure de capital équilibrée, et
demeurerons à l’affût des occasions de croissance.
PERFORMANCE
Électricité produite1
Produits1
BAIIA ajusté1
Flux de trésorerie disponibles
Ratio de distribution
Nombre d’installations en exploitation en fin d’année
Puissance installée nette en fin d’année
Production moyenne à long terme consolidée, annualisée1
2013
2 382 GWh +13 %
198,3 M$ +12 %
148,9 M$ +11 %
59,0 M$
93 %
32
672 MW
2 883 GWh
2014
2 962 GWh +24 %
241,8 M$ +22 %
179,6 M$ +21 %
67,7 M$
88 %
33
687 MW
3 050 GWh
2015
Approx. +3-5 %
Approx. +3-5 %
Approx. +1 %
---
< 100 %
34
708 MW
3 131 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.
NOUS AVONS DIT QUE NOUS FERIONS
PERFORMANCE
Augmenter l’électricité produite, les produits
et le BAIA ajusté d’environ 20 % en raison des
apports de la centrale hydroélectrique Magpie
acquise en juillet 2013 et des apports 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.
NOUS AVONS FAIT
NOUS FERONS
L’électricité produite a augmenté de 24 %, tandis que les produits ont
augmenté de 22 % et le BAIIA ajusté a augmenté de 21 % grâce aux
apports de la centrale hydroélectrique Magpie acquise en juillet 2013
et des centrales hydroélectriques Northwest Stave River et Kwoiek Creek,
ainsi qu’aux apports de la centrale hydroélectrique SM-1 acquise en juin
2014, lesquels ont occasionné une croissance d’environ 3,0 % de la
production d’électricité et de 2,5 % des produits.
---
---
FINANCEMENT
Conclure le financement des projets
hydroélectriques Upper Lillooet River et
Boulder Creek à hauteur d’environ 370 M$.
Conclure le financement du projet hydroélec-
trique Tretheway Creek à hauteur d’environ 70 M$
en 2014 et du projet hydroélectrique Big Silver
Creek à hauteur d’environ 150 M$ fin 2014 ou
début 2015.
Innergex n’a pas encore conclu de financement pour ces projets.
Cependant, le taux d’intérêt sur la dette future liée aux projets a été
fixé par un programme de couverture complété, pour l’essentiel,
en janvier 2014. De plus, une lettre d’intention et un énoncé des
modalités de prêt ont été signés à la fin de 2014.
Le 30 septembre, Innergex a conclu un financement de 92,9 M$
comportant un taux d’intérêt de 4,99 % et une échéance de 40 ans pour
le projet hydroélectrique Tretheway Creek.
Innergex n’a pas encore conclu le financement du projet hydroélectrique
Big Silver Creek. Cependant, le taux d’intérêt sur la dette future liée
au projet a été fixé par un programme de couverture complété, pour
l’essentiel, en janvier 2014. De plus, plusieurs offres ont été reçues au
début de 2015.
Innergex prévoit une augmentation d’environ 3,0 à 5,0 % de l'électricité
produite et des produits en raison principalement de l’apport de la
centrale hydroélectrique SM-1 acquise en juin 2014. La mise en service
de la centrale hydroélectrique Tretheway Creek étant prévue pour la fin de
l’année, sa contribution aux produits et au BAIIA ajusté de la Société
devrait être marginale en 2015.
La Société prévoit également une augmentation importante des
charges liées aux projets potentiels afin de financer sa stratégie de crois-
sance dans des marchés cibles à l’international. Par conséquent, elle
prévoit une hausse marginale du BAIIA ajusté en 2015
comparativement à 2014.
Malgré une importante hausse prévue des frais liés aux projets
potentiels pour financer sa stratégie de croissance, la Société
prévoit maintenir un Ratio de distribution sous la barre des 100 %
en 2015.
La Société prévoit conclure le financement des projets hydroélec-
triques Upper Lillooet River et Boulder Creek à hauteur d’environ
370 M$ dans la première moitié de 2015. Le montant de financement
exclut les pertes réalisées prévues sur les instruments financiers
dérivés utilisés pour fixer le taux d’intérêt, lesquelles
seront financées.
La Société prévoit conclure le financement du projet
hydroélectrique Big Silver Creek à hauteur d’environ 150 M$
dans la première moitié de 2015. Le montant de financement exclut
les pertes réalisées prévues sur les instruments financiers dérivés
utilisés pour fixer le taux d’intérêt, lesquelles seront financées.
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.
En avril 2014, Innergex a complété, pour l’essentiel, 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 prévoit conclure le financement du projet éolien
Mesgi’g Ugju’s’n à hauteur d’environ 280 M$ en 2015. Le montant
de financement exclut les pertes réalisées prévues sur les instruments
financiers dérivés utilisés pour fixer le taux d’intérêt, lesquelles
seront financées.
32
REVUE ANNUELLE 2014 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
NOUS AVONS DIT QUE NOUS FERIONS
NOUS AVONS FAIT
NOUS FERONS
Refinancer la centrale hydroélectrique Umbata
Falls à hauteur d’environ 47 M$.
Innergex et son partenaire n’ont pas refinancé la centrale hydroélectrique
Umbata Falls. Cependant, l'échéance initiale du prêt en juillet 2014 a
été prolongée jusqu’au 31 mars 2015. Des discussions sont en cours
pour optimiser le refinancement de cette centrale.
La Société et son partenaire ont l’intention de refinancer la centrale
hydroélectrique Umbata Falls à hauteur d’environ 47 M$ au cours
du premier trimestre de 2015, compte tenu de l’échéance (reportée)
du financement de projet initial.
---
En novembre, Innergex a prolongé de 2018 à 2019 sa facilité à terme
de crédit rotatif, en plus d’augmenter temporairement sa capacité
d’em prunt de 425 M$ à 475 M$, jusqu’au 30 juin 2015.
---
Ces modifications procureront une plus grande flexibilité financière d’ici
à ce que la Société conclue les financements de projet qui restent à
mettre en place.
DÉVELOPPEMENT – CROISSANCE INTERNE
Faire progresser la construction de la centrale
hydroélectrique Tretheway Creek et commencer
la construction de la centrale hydroélectrique
Big Silver Creek.
Innergex a fait progresser les activités de construction de la centrale
hydroélectrique Tretheway Creek conformément à l’échéancier et au
budget prévus.
La Société prévoit faire progresser la construction de la centrale
hydroélectrique Tretheway Creek et effectuer sa mise en service
à la fin de 2015.
Innergex a commencé la construction de la centrale hydroélectrique
Big Silver Creek en juin 2014 conformément à l’échéancier et
au budget prévus.
La Société prévoit également faire progresser la construction
de la centrale hydroélectrique Big Silver Creek durant l’année.
Faire progresser la construction des centrales
hydroélectriques Upper Lillooet River et
Boulder Creek.
Innergex a fait progresser la construction des centrales hydroélectriques
Upper Lillooet River et Boulder Creek conformément à l’échéancier et
au budget prévus.
La Société prévoit faire progresser la construction des
centrales hydroélectriques Upper Lillooet River et Boulder
Creek durant l’année.
Avec son partenaire autochtone, 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.
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.
Renouveler le contrat d’achat d’électricité
pour la centrale hydroélectrique Saint-Paulin
de 8,0 MW pour un deuxième terme de 20 ans.
En mars, Innergex et son partenaire ont signé un contrat d’achat
d’électricité de 20 ans avec Hydro-Québec Distribution pour le projet
éolien Mesgi’g Ugju’s’n. À l’automne, les partenaires ont signé un contrat
d’approvisionnement de turbines avec Senvion SE. En octobre, le projet
a obtenu le décret gouvernemental et les activités de préconstruction ont
débuté peu après.
La Société et son partenaire prévoient commencer la construction
du parc éolien Mesgi’g Ugju’s’n au printemps 2015.
Au total, 54 soumissions totalisant 6 627 MW ont été déposées dans le
cadre de l’appel d’offres d’Hydro-Québec de 450 MW de nouvelle énergie
éolienne. Innergex a soumis cinq projets totalisant 813 MW, de grande
qualité et compétitifs en termes de prix. Malheureusement, aucun des
projets de la Société n’a été retenu. L’un d’eux a toutefois été retenu
comme projet de réserve.
---
Innergex a envoyé un avis de renouvellement automatique à
Hydro-Québec et, par la suite, a entamé une procédure d’arbitrage, qu’elle
a accepté de suspendre en attendant qu'une décision soit rendue à
l'égard d’une autre procédure d’arbitrage en cours entre Hydro-Québec
et d’autres producteurs indépendants d’électricité. En attendant, les
conditions du contrat de la centrale Saint-Paulin sont maintenues.
---
---
Innergex entend suivre le cours du processus entamé afin de
finaliser les modalités du contrat de la centrale hydroélectrique
Saint-Paulin aux meilleures conditions possible.
Innergex prévoit également renouveler le contrat d’achat
d’électricité pour la centrale hydroélectrique Windsor de
5,0 MW pour un deuxième terme de 20 ans. À cette fin, elle a déjà
envoyé un avis de renouvellement automatique à Hydro-Québec.
Innergex prévoit soumettre des projets éoliens et solaires
potentiels dans le cadre de l’appel d’offres de l’Ontario pour
440 MW d’ici l’échéance de septembre 2015.
Innergex et son partenaire de la Nation In-SHUCK-ch prévoient
poursuivre les négociations pour des contrats d’achats
d’électricité pour un ensemble de projets hydroélectriques avec
BC Hydro et le gouvernement de la Colombie-Britannique.
CROISSANCE EXTERNE
Compléter l’acquisition d’autres actifs
d’Hydroméga à des conditions qui permettront
d’assurer qu’elles seront rentables.
Innergex et son partenaire, le Régime de rentes du Mouvement
Desjardins, ont conclu auprès du Groupe de sociétés Hydroméga
l’acquisition de la centrale hydroélectrique SM-1 de 30,5 MW
en juin 2014.
---
Étudier des occasions de fusions-acquisitions
qui correspondent à la mission de la Société et
qui contribuent aux flux de trésorerie, tout en
satisfaisant ses exigences de rendement et son
profil de risque.
Le remboursement d’un dépôt de 25,0 M$ (plus intérêts courus) fait
à Hydroméga en 2012 a mis un terme à la lettre d’intention et à la
période d’exclusivité dont disposait la Société à l’égard d’autres
actifs d’Hydroméga.
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
conclure une acquisition (autre que celle de SM-1) à des conditions
satisfaisant ses exigences de rendement et son profil de risque.
La Société prévoit continuer d’étudier des occasions de fusions-
acquisitions qui correspondent à sa stratégie de croissance
de s'implanter dans des marchés cibles à l’international et de
consolider sa position de chef de file de l’industrie de l’énergie
renouvelable au Canada et qui contribuent aux flux de trésorerie, tout
en satisfaisant ses exigences de rendement et son profil de risque.
33
REVUE ANNUELLE 2014 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
TABLEAU DE BORD
INFORMATION PROSPECTIVE
DANS LE PRÉSENT DOCUMENT
Le tableau ci-dessous présente certaines informa-
tions 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 pour-
raient faire en sorte que les résultats réels diffèrent
considérablement de ces informations.
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 indépendants 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’ensoleillement 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. Un facteur d’utilisation est appliqué pour refléter la nature intermittente de l’énergie
renouvelable. 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 (excluant les installations
d’Umbata Falls et de 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 (excluant les installations d’Umbata Falls
et de Viger-Denonville, comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence).
BAIIA AJUSTÉ PRÉVU
Pour chaque installation, la Société estime le résultat d’exploitation annuel en soustrayant des produits
estimés les charges d’exploitation 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 d’exploitation 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 prévus, 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 (excluant les installations d’Umbata Falls et
de Viger-Denonville, comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence).
34
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 précités
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
Charges d’entretien imprévues
REVUE ANNUELLE 2014 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
PRINCIPALES HYPOTHÈSES
FLUX DE TRÉSORERIE DISPONIBLES PRÉVUS ET RATIO DE DISTRIBUTION
PRINCIPAUX RISQUES
ET PRINCIPALES INCERTITUDES
La Société estime les Flux de trésorerie disponibles en calculant les flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation prévues avant les variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement
d’exploitation, moins les dépenses estimées en immobilisations destinées à l'entretien déductions faites
des produits de cession, les remboursements de la dette prévus, les dividendes sur actions privilégiées
et la portion des Flux de trésorerie disponibles attribuée aux participations ne donnant pas le contrôle.
Elle tient compte d’autres éléments, soit les entrées ou les sorties de trésorerie qui ne sont pas
représentatives de la capacité de génération de trésorerie à long terme de la Société, par exemple la
réintégration des coûts de transaction liés aux acquisitions réalisées, la réintégration des pertes
réalisées ou la soustraction des gains réalisés sur des instruments financiers dérivés utilisés pour
couvrir le taux d’intérêt sur la dette liée aux projets avant que cette dette ne soit contractée, et d’autres
éléments au besoin.
La Société estime le Ratio de distribution en divisant le dernier dividende annuel déclaré par les Flux de
trésorerie disponibles projetés. Il représente sa capacité à maintenir le dividende actuel et des
augmentations de dividende, ainsi que sa capacité à financer sa croissance.
Un BAIIA ajusté inférieur aux attentes en raison des risques et
incertitudes mentionnés ci-dessus, ainsi que de charges liées
aux projets potentiels plus élevées que prévu
Des coûts de projets supérieurs aux attentes en raison de
l’exécution par les contreparties et de retards et dépassements
de coûts dans la conception et la construction des projets
Risques réglementaires et politiques
Fluctuations des taux d’intérêt et risque lié au financement
Effet de levier financier et clauses restrictives afférentes aux
dettes actuelles et futures
Charges d’entretien imprévues
La Société pourrait ne pas déclarer ni verser un dividende
COÛTS DE PROJETS ESTIMÉS, OBTENTION PRÉVUE DES PERMIS, 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.
FINANCEMENT LIÉ AUX PROJETS OU REFINANCEMENT PRÉVU LIÉ AUX INSTALLATIONS EN EXPLOITATION
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, compte tenu des coûts et des produits prévus de
chaque projet, de la durée restante du CAÉ et d'un ratio de levier financier d'environ 75-85 %, ainsi que
de sa grande expérience du financement de projets et de sa connaissance du marché des capitaux.
INTENTION DE SOUMETTRE DES PROJETS DANS LE CADRE D’APPELS D’OFFRES
La Société fournit des indications au sujet de son intention de soumettre des projets dans
le cadre 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.
INTENTION DE S'IMPLANTER DANS DES MARCHÉS CIBLES À L'ÉCHELLE INTERNATIONALE
Compte tenu de son plan stratégique, la Société fournit des indications au sujet de son
intention d'établir une présence dans des marchés cibles à l'échelle internationale au cours des
prochaines années.
Exécution par les contreparties, par exemple
les entrepreneurs IAC
Retards et dépassements de coûts dans la conception
et la construction des projets
Obtention des permis
Approvisionnement en matériel
Fluctuations des taux d’intérêt et risque lié
au financement
Relations avec les parties prenantes
Risques réglementaires et politiques
Taux d’inflation plus élevé que prévu
Fluctuations des taux d’intérêt et risque lié au financement
Effet de levier financier et clauses restrictives afférentes
aux dettes actuelles et futures
Risques réglementaires et politiques
Capacité de la Société de mettre en sa stratégie visant
à créer de la valeur pour ses actionnaires
Capacité de conclure de nouveaux contrats d’achat d’électricité
Risques réglementaires et politiques
Capacité de la Société de mettre en œuvre sa stratégie
visant à créer de la valeur pour ses actionnaires
Capacité de conclure de nouveaux CAÉ
Fluctuations du taux de change
35
REVUE ANNUELLE 2014 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. TABLEAU DE BORD
RENSEIGNEMENTS
POUR LES
INVESTISSEURS
ACTIONS ORDINAIRES (TSX : INE)
Innergex énergie renouvelable inc. avait
100 672 000 actions ordinaires émises et en
circulation, dont le prix de clôture était de 11,36 $
l’action, au 31 décembre 2014. 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.
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
RÉGIME DE RÉINVESTISSEMENT
DE DIVIDENDES (RRD)
Innergex énergie renouvelable inc. offre un régime de
réinvestissement de dividendes 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.
NOTES DE CRÉDIT
STANDARD & POOR’S
Innergex énergie renouvelable inc.
Actions privilégiées de série A
Actions privilégiées de série C
Débentures convertibles
BBB-
P-3
P-3
--
36
REVUE ANNUELLE 2014 INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC. La stratégie de création de valeur pour les
actionnaires est de développer ou d’acquérir
des installations de production d’énergie
renouvelable de grande qualité qui génèrent
des flux de trésorerie constants et un attrayant
rendement ajusté au risque, et de distribuer
un dividende stable.
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 – Communications et Développement durable
Tél. : 450 928-2550, poste 222 / mjprivyk@innergex.com
Ou visitez www.innergex.com.
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D
REVUE FINANCIÈRE
AU 31 DÉCEMBRE 2014
Table des matières
2 Rapport de gestion
57 Responsabilité de l’information financière
58 Rapport de l’auditeur indépendant
59 États financiers consolidés
67 Notes complémentaires aux états financiers consolidés
138 Renseignements pour les investisseurs
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Bureau de Longueuil : 1111, rue Saint-Charles Ouest, Tour Est, bureau 1255
Longueuil (Québec) Canada J4K 5G4
Bureau de Vancouver : 666, rue Burrard - Park Place, bureau 200
Vancouver (Colombie-Britannique) Canada V6C 2X8
www.innergex.com
info@innergex.com
.
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C
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D
I
nnergex énergie renouvelable inc. est un chef de file de
l’industrie canadienne de l’énergie renouvelable. En activité
depuis 1990, la Société développe, possède et exploite des
centrales hydroélectriques au fil de l’eau, des parcs éoliens et des
parcs solaires photovoltaïques, et elle exerce ses activités au
Québec, en Ontario et en Colombie-Britannique et dans l’Idaho,
aux États-Unis. Ses actions se négocient à la Bourse de Toronto
sous les symboles INE, INE.PR.A et INE.PR.C et ses débentures
convertibles sous le symbole INE.DB.
La mission d’Innergex est d’accroître sa production d’énergie renou-
velable grâce à des installations de grande qualité, développées et
exploitées dans le respect de l’environnement et dans l’équilibre
des meilleurs intérêts des communautés hôtes, de ses partenaires
et de ses investisseurs. ●
FAITS SAILLANTS 2014
Innergex et son partenaire, les
Premières Nations Mi’gmaq
du Québec, ont signé un contrat
d’achat d’électricité de 20 ans avec
Hydro-Québec Distribution et un contrat
d’approvisionnement de turbines
avec Senvion SE pour le projet éolien
Mesgi’g Ugju’s’n de 150 MW. Le projet
a également reçu son décret
gouvernemental à l’automne et les
activités de préconstruction ont
débuté peu après.
En juin, Innergex et son partenaire,
le Régime de rentes du Mouvement
Desjardins, ont complété l’acquisition
de la centrale hydroélectrique au fil de
l’eau SM-1 de 30,5 MW, située au
Québec, Canada. Un programme
d’amélioration des immobilisations de
5,2 M$ qui avait débuté en mai s’est
terminé en décembre 2014, permettant
d’augmenter de 9 % sa production
moyenne à long terme.
La Société a complété un finance-
ment de 92,9 M$ pour le projet
hydroélectrique Tretheway Creek.
Elle a également mis en place, pour
l’essentiel, un programme de couver -
ture qui fixe, jusqu’à la clôture du
financement, le taux d’intérêt lié à ses
quatre autres projets en développe-
ment. Elle a aussi prolongé de 2018 à
2019 sa facilité à terme de crédit rotatif
en plus d’augmenter temporairement
sa capacité d’emprunt de 425 M$ à
475 M$, jusqu’au 30 juin 2015.
En août, la Société a annoncé
un accord de partenariat avec la
Nation In-SHUCK-ch pour le développe-
ment de six projets hydroélectriques
au fil de l’eau totalisant 150 MW en
Colombie-Britannique.
Les activités de construction
ont commencé pour le projet
hydroélectrique Big Silver Creek
en Colombie-Britannique.
PERFORMANCE FINANCIÈRE DE 2014
La production
d’électricité a
augmenté de 24 %
à 2 962 GWh et a atteint
100 % de la moyenne à
long terme
Les produits
ont augmenté de
22 % à 241,8 M$
comparative ment à
l’exercice précédent
Le BAIIA ajusté
a augmenté de
21 % à 179,6 M$
compa rativement à
l’exercice précédent
Les Flux de
trésorerie disponibles
générés ont atteint
67,7 M$
Le Ratio de
distribution
est passé à 88 %
comparativement à
93 % pour l’exercice
précédent
Le 13 mai 2014, la Société a décidé d’accorder un
escompte de 2,5 % sur le prix d’achat des actions émises aux
actionnaires qui participent au Régime de réinvestissement de
dividendes (RRD). Par conséquent, les actions achetées aux
termes du RRD demeureront des actions nouvellement émises,
et le prix sera 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 du
dividende, moins l’escompte de 2,5 %. ●
PRODUITS ET BAIIA AJUSTÉ
Au 31 décembre
(000 $)
PUISSANCE INSTALLÉE NETTE
Au 31 décembre
(MW)
20141
20131
20122
20112
20102
179 562
198 259
176 655
148 916
133 792
148 260
241 834
Produits
BAIIA ajusté
111 196
91 385
68 111
1 Préparés conformément aux IFRS - excluent les coentreprises (IFRS 11).
2 Incluent les coentreprises.
687
672
577
461
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
326
321
271
218
180
138
80
65
RENSEIGNEMENTS POUR LES INVESTISSEURS
INSCRIPTION BOURSIÈRE
Les titres de la Société sont inscrits à la Bourse
de Toronto (« TSX »).
SYMBOLE TSX
Actions ordinaires
Actions privilégiées de série A
Actions privilégiées de série C
Débentures convertibles
INE
INE.PR.A
INE.PR.C
INE.DB
Innergex énergie renouvelable inc. est une
composante des indices boursiers suivants :
•
•
•
•
•
•
Indice composé S&P/TSX
Indice de dividendes composé S&P/TSX
Indice de revenus sur les actions S&P/TSX
Indice composé à faible volatilité S&P/TSX
Indice des titres à petite capitalisation S&P/TSX
Indice des énergies renouvelables et des
technologies propres S&P/TSX
ACTIONS PRIVILÉGIÉES DE SÉRIE A (TSX : INE.PR.A)
Innergex énergie renouvelable inc. a actuellement
3,4 millions d’actions privilégiées de série A en
circulation ayant une valeur nominale de 25 $ par
action et étant assorties de dividendes privilégiés en
espèces, à taux fixe annuel et cumulatif de 1,25 $ par
action, versés trimestriellement le 15e jour de janvier,
d’avril, de juillet et d’octobre. La Société ne pourra
racheter les actions privilégiées de série A avant le
15 janvier 2016.
ACTIONS PRIVILÉGIÉES DE SÉRIE C (TSX : INE.PR.C)
Innergex énergie renouvelable inc. a actuellement
2,0 millions d’actions privilégiées de série C en
circulation ayant une valeur nominale de 25 $ par
action et étant assorties de dividendes privilégiés en
espèces, à taux fixe annuel et cumulatif de 1,4375 $ par
action, versés trimestriellement le 15e jour de janvier,
d’avril, de juillet et d’octobre. La Société ne pourra
racheter les actions privilégiées de série C avant le
15 janvier 2018.
DÉBENTURES CONVERTIBLES (TSX : INE.DB)
Innergex énergie renouvelable inc. a actuellement des
débentures convertibles en circulation correspondant
à une valeur nominale totale de 80,5 M$, qui portent
intérêt à un taux annuel de 5,75 % et arriveront à
échéance le 30 avril 2017. Chaque débenture
convertible est convertible en actions ordinaires de la
Société à un prix de 10,65 $ par action, au gré du
porteur, à tout moment avant la date la plus
rapprochée entre le 30 avril 2017 et la date de
remboursement fixée par la Société. Les débentures
convertibles sont subordonnées à l’ensemble de la
dette de la Société.
NOTES DE CRÉDIT
Innergex énergie renouvelable inc.
Actions privilégiées de série A
Actions privilégiées de série C
Débentures convertibles
STANDARD
& POOR’S
BBB-
P-3
P-3
–
AGENT DE TRANSFERT ET AGENT CHARGÉ DE LA
TENUE DES REGISTRES
Pour obtenir des renseignements concernant les
certificats d’actions, les versements de dividendes, un
changement d’adresse ou la prestation électronique
des documents des actionnaires (comme les rapports
trimestriels et annuels ainsi que la circulaire de la
direction), veuillez communiquer avec l’agent de
transfert et l’agent chargé de la tenue des registres
de la Société :
Services aux investisseurs Computershare inc.
1500, rue University, bureau 700
Montréal (Québec) Canada H3A 3S8
Téléphone : 1 800 564-6253 ou 514 982-7555
Courriel : service@computershare.com
Site Web : computershare.com
RÉGIME DE RÉINVESTISSEMENT
DE DIVIDENDES (RRD)
Innergex énergie renouvelable inc. a mis en place un
régime de réinvestissement de dividendes à l’intention
des porteurs de ses actions ordinaires qui permet aux
porteurs admissibles 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, veuillez
visiter le site Web de la Société au www.innergex.com
ou communiquer avec la Société de fiducie
Computershare Canada, l’agent responsable du régime.
Veuillez noter que si vous souhaitez adhérer au RRD,
mais que vous détenez vos actions par l’entremise d’un
courtier ou d’une institution financière, vous devez
communiquer avec cet intermédiaire et lui demander
d’adhérer au RRD en votre nom.
AUDITEUR INDÉPENDANT
Deloitte S.E.N.C.R.L. / s.r.l.
POLITIQUE EN MATIÈRE DE DIVIDENDES
SUR LES ACTIONS ORDINAIRES ET HISTORIQUE
DES PAIEMENTS
La Société a l’intention de verser un dividende
annuel de 0,62 $ par action ordinaire, payable
trimestriellement1. La politique de dividende
de la Société est déterminée par son 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.
HISTORIQUE
DE PAIEMENTS
Premier trimestre
Deuxième trimestre
Troisième trimestre
Quatrième trimestre
2014 2013 2012
0,145 $
0,145 $
0,15 $
0,145 $
0,145 $
0,15 $
0,145 $
0,145 $
0,15 $
0,145 $
0,145 $
0,15 $
0,580 $
0,580 $
0,60 $
1 Le 24 février 2015, le conseil d’administration a annoncé une
augmentation de 0,02 $ du dividende annuel que la Société a
l’intention de verser aux détenteurs d’actions ordinaires, à 0,62 $
par action ordinaire, payable trimestriellement.
PRIX DE L’ACTION : 1ER JANVIER-31 DÉCEMBRE 2014
SOMMET - CREUX SUR 52 SEMAINES : 11,54 $ - 9,64 $
$
12,00
11,50
11,00
10,50
10,00
9,50
9,00
8,50
Jan
Fév Mar
Avr Mai
Juin
Juil
Août
Sep Oct Nov Déc
ASSEMBLÉE ANNUELLE DES ACTIONNAIRES
L’assemblée annuelle des actionnaires aura lieu :
le mercredi 13 mai 2015, à 16 h (HAE)
au Hyatt Regency Montréal
1255, rue Jeanne-Mance, Montréal (Québec) H5B 1E5
L’Avis de convocation à l’assemblée annuelle des
actionnaires et la Circulaire d’information de la
direction – sollicitation des procurations d’Innergex
énergie renouvelable inc. seront disponibles au
plus tard le 31 mars 2015 sur la page Investisseurs
de notre site Web. Des copies papier peuvent être
fournies sur demande.
RELATIONS AVEC LES INVESTISSEURS
Pour toute demande de renseignements financiers, de mises à jour concernant la Société,
de communiqués de presse récents et de présentations, veuillez contacter :
Marie-Josée Privyk, CFA, PAPPD
Directrice - Communications et Développement durable
Tél. : 450 928-2550 poste 222 / mjprivyk@innergex.com
Ou visitez le 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.
P O S I T I O N P O U R
L O G O F S C F R A N Ç A I S
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
INTRODUCTION
Le présent rapport de gestion porte sur les résultats d'exploitation, les flux de trésorerie et la situation financière d'Innergex
énergie renouvelable inc. (« Innergex » ou la « Société ») pour l'exercice clos le 31 décembre 2014. Il tient compte de tous les
événements importants jusqu'au 24 février 2015, 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 2014. 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 2014, ainsi que les données comparables de 2013, 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 ............................................
Mesures non conformes aux IFRS ...........................
Renseignements supplémentaires et mises à jour ...
Vue d'ensemble ........................................................
Stratégie de la Société .............................................
Tendances du marché ..............................................
Information annuelle choisie .....................................
Activités en 2014 ......................................................
Projets en développement ........................................
Projets potentiels ......................................................
Résultats d'exploitation ............................................
Liquidités et ressources en capital ............................
2
3
5
5
6
7
10
12
13
15
16
17
23
Dividendes .......................................................................
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 clôture ................................
24
25
35
36
39
42
43
45
47
52
55
55
56
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 au 31 décembre 2014 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 2014. Il n’y a eu aucune modification
apportée aux CIIF pendant l'exercice clos le 31 décembre 2014 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 2014 – 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, les Flux
de trésorerie disponibles prévus, les coûts de projet estimés ou les financements prévus, afin d’informer les lecteurs de l’impact
financier potentiel des résultats escomptés, de l'éventuelle mise en service des Projets en développement, de 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 hypothèses principales 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
visant à créer de la valeur pour ses actionnaires; sa capacité de lever des capitaux supplémentaires et l'état des marchés des
capitaux; les risques de liquidité associés 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; l'incertitude au sujet du développement de nouvelles installations; l’obtention de
permis; la variabilité du rendement des installations et les pénalités afférentes; la défaillance de l’équipement ou des activités
d'entretien ou d'exploitation imprévues; 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 possibilité que la Société ne déclare ni ne verse
un dividende; la capacité d’obtenir de nouveaux contrats d’achat d’électricité ou de renouveler les contrats existants; des
changements du soutien gouvernemental à l'accroissement de la production d'électricité de sources renouvelables par des
producteurs indépendants; la capacité d'attirer de nouveaux talents ou de retenir les membres de la haute direction et les
employés clés; les litiges; le défaut d’exécution des principales contreparties; l'acceptation sociale des projets d'énergie
renouvelable; les relations avec les parties prenantes; l’approvisionnement en matériaux; les changements de la conjoncture
économique générale; les risques réglementaires et politiques; la capacité à obtenir les terrains appropriés; la dépendance
envers les contrats d’achat d’électricité; la disponibilité et la fiabilité des réseaux de transport; l'augmentation des droits
d'utilisation de l'eau ou des modifications de la réglementation régissant l'utilisation de l'eau; l’évaluation des ressources
hydroélectriques, éoliennes et solaires et de la production d’énergie connexe; les bris des barrages; les catastrophes naturelles
et cas de force majeure; les fluctuations du taux de change; le caractère suffisant des limites et exclusions de la couverture
d'assurance; une notation de crédit qui peut ne pas refléter la performance réelle de la Société ou qui peut être abaissée; la
possibilité de responsabilité non divulguée liée aux acquisitions; l’intégration des centrales et des projets acquis ou à acquérir;
le défaut d’obtenir les avantages prévus des acquisitions; la dépendance envers des infrastructures de transport et
d’interconnexion partagées; et le fait que les produits provenant de la centrale Miller Creek vont fluctuer en raison du prix au
comptant de l’électricité.
Bien que la Société soit d'avis que les attentes exprimées dans l'information prospective sont fondées sur des hypothèses
raisonnables 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 2014 – 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, 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 d'exploitation annuel en soustrayant
des produits estimés les charges d'exploitation 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.
Financement lié aux projets ou refinancement lié aux Installations en exploitation
prévu
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, compte tenu des
coûts et des produits prévus de chaque projet, de la durée restante du CAE et d'un ratio de
levier financier d'environ 75 %-85 % ainsi que de sa grande expérience du financement de
projets et de sa connaissance du marché des capitaux.
Principaux risques et
principales incertitudes
Évaluation inadéquate des ressources
hydrauliques, éoliennes et solaires et de la
production d’électricité 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 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
Charges d’entretien imprévues
Variations du prix d'achat de l'électricité au
renouvellement d'un CAÉ
Exécution par les contreparties, par exemple
les entrepreneurs IAC
Retards et dépassements de coûts dans la
conception et la construction des projets
Obtention des permis
Approvisionnement en matériel
Fluctuations des taux d’intérêt et risque lié au
financement
Relations avec les parties prenantes
Risques réglementaires et politiques
Taux d'inflation plus élevé que prévu
Fluctuations des taux d’intérêt et risque lié au
financement
Effet de levier financier et clauses restrictives
afférentes aux dettes actuelles et futures
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 4
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Principales hypothèses
Flux de trésorerie disponibles prévus
La Société estime les Flux de trésorerie disponibles comme étant les flux de trésorerie liés
aux activités d'exploitation avant la variation des éléments hors trésorerie du fonds de
roulement d'exploitation prévus, moins les dépenses en immobilisations liées à l'entretien
prévues déduction faite des produits de cession, le remboursement prévu du capital de la
dette, les dividendes déclarés sur les actions privilégiées et la portion des Flux de trésorerie
disponibles attribuée aux participations ne donnant pas le contrôle, plus les entrées de
trésorerie perçues par Harrison Hydro L.P. pour des services de transmission devant être
fournis à d'autres installations détenues par la Société tout au long de leur contrat d’achat
d’électricité. Elle effectue d’autres 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, tels que le rajout des coûts de transaction liés à des acquisitions (qui
sont financés au moment de l'acquisition) et le rajout des pertes ou le retrait des gains
réalisés sur instruments financiers dérivés utilisés pour fixer les taux d’intérêt sur les dettes
liées aux projets.
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.
Intention de s'implanter dans des marchés cibles à l'échelle internationale
Compte tenu de son plan stratégique, la Société fournit des indications au sujet de son
intention d'établir une présence dans des marchés cibles à l'échelle internationale au cours
des prochaines années.
Principaux risques et
principales incertitudes
Un BAIIA ajusté inférieur aux attentes en
raison des risques et incertitudes mentionnés
ci-dessus, ainsi que de charges liées aux
projets potentiels plus élevées que prévu
Des coûts de projets supérieurs aux attentes
en raison de l’exécution par les contreparties
et de retards et dépassements de coûts dans
la conception et la construction des projets
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
Charges d’entretien imprévues
Risques réglementaires et politiques
Capacité de la Société de mettre en
sa stratégie visant à créer de la valeur pour
ses actionnaires
Capacité de conclure de nouveaux CAÉ
Risques réglementaires et politiques
Capacité de la Société de mettre en
sa stratégie visant à créer de la valeur pour
ses actionnaires
Capacité de conclure de nouveaux CAÉ
Fluctuations du taux de change
MESURES NON CONFORMES AUX IFRS
Le présent rapport de gestion a été préparé en conformité avec les Normes internationales d'information financière (« IFRS »).
Toutefois, certaines mesures mentionnées dans le présent rapport de gestion ne sont pas des mesures conformes aux IFRS
et peuvent ne pas être comparables aux mesures présentées par d'autres émetteurs. Innergex est d’avis que ces indicateurs
sont importants, car ils offrent à la direction et aux lecteurs de l’information supplémentaire sur les capacités de production et
de génération de liquidités de la Société, sa capacité à maintenir les dividendes actuels et à les augmenter et sa capacité à
financer sa croissance. De plus, ces indicateurs facilitent la comparaison des résultats pour différentes périodes. Le BAIIA
ajusté, les Flux de trésorerie disponibles et le Ratio de distribution ne sont pas des mesures reconnues par les IFRS et n’ont
pas de définition normalisée prescrite par les IFRS. Les références au « BAIIA ajusté » dans le présent document visent les
produits d’exploitation moins les charges d’exploitation, les frais généraux et administratifs et les charges liées aux Projets
potentiels. Les références aux « Flux de trésorerie disponibles » visent les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
avant les variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement d’exploitation, moins les dépenses en immobilisations
liées à l’entretien déduction faite des produits de cession, le remboursement prévu du capital de la dette, les dividendes déclarés
sur les actions privilégiées et la portion des Flux de trésorerie disponibles attribuée aux participations ne donnant pas le contrôle,
plus les entrées de trésorerie perçues par Harrison Hydro Limited Partnership pour des services de transmission devant être
fournis à d’autres installations détenues par la Société tout au long de leur CAÉ, plus ou moins d’autres éléments tels que les
coûts de transaction liés à des acquisitions (qui sont financés au moment de l’acquisition) et les pertes ou gains réalisés sur
instruments financiers dérivés utilisés pour fixer les taux d’intérêt sur les dettes liées aux projets. Les références au « Ratio de
distribution » visent les dividendes déclarés sur les actions ordinaires divisés par les Flux de trésorerie disponibles. Les lecteurs
sont avisés que le BAIIA ajusté ne doit pas être considéré comme un substitut au résultat net et que les Flux de trésorerie
disponibles ne doivent pas être considérés comme un substitut aux flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, déterminés
conformément aux IFRS.
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 2014 – 5
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 :
•
•
•
33 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 7,2 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 18,5 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 quatre des projets; et
plusieurs projets pour lesquels des 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 ou dans le cadre d’un programme d’offre standard (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 2014 – 6
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 attrayant rendement ajusté au risque, et de distribuer un dividende stable.
Production exclusive d'énergie renouvelable
La Société est déterminée à produire de l'électricité exclusivement à partir de sources d'énergie renouvelable.
Développement durable
Dans la conduite de ses affaires, la Société s'emploie à trouver un juste équilibre entre les aspects économiques, sociaux et
environnementaux et est déterminée à planifier, à gérer et à mener ses activités et à prendre des décisions dans un esprit de
durabilité.
Maintien de la 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 26 centrales hydroélectriques localisées sur 23 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
321,9
213,6
7,3
542,8
14 %
32 %
19 %
18 %
815,9
142,8
12,5
971,2
35 %
21 %
33 %
32 %
724,3
112,8
12,6
849,7
31 %
17 %
33 %
28 %
472,8
207,3
5,8
685,8
20 %
31 %
15 %
22 %
Total
2 334,9
676,5
38,2
3 049,5
1. Production moyenne à long terme (PMLT) annualisée pour les installations en exploitation au 24 février 2015. 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.
PMLT par trimestre
PMLT par source d'énergie
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 7
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Développement de relations stratégiques
Les relations stratégiques et les partenariats constituent un volet important de la stratégie d'affaires de la Société. Lorsqu'elle
collabore avec un partenaire stratégique ou financier, la Société partage avec le partenaire 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.), la Mi'gmawei Mawiomi (ou les
« Premières Nations 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),
ainsi que le Régime de rente du Mouvement Desjardins (propriétaire de 49,99 % de la centrale hydroélectrique SM-1).
Poursuite d'occasions de croissance organique
La sensibilisation et les préoccupations croissantes liées à des questions comme le changement climatique, l'accès à une
énergie propre, la sécurité et l'efficacité énergétiques et les impacts environnementaux des combustibles fossiles traditionnels
incitent les gouvernements à l'échelle mondiale 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 sont prometteuses.
Facteurs clés de croissance
La croissance future de la Société sera influencée par les facteurs clés suivants :
•
•
la demande d'énergie renouvelable;
les politiques gouvernementales à long terme stables 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.
Principaux marchés géographiques
Au Québec, Hydro-Québec a conclu en décembre 2014 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 Société a soumis plusieurs projets, mais aucun n'a débouché sur un contrat. Elle demeure cependant
confiante dans la viabilité à long terme des projets de petites centrales hydroélectriques et de parcs éoliens dans la province
et elle continue de faire progresser plusieurs projets en vue d'occasions futures d'approvisionnement en énergie renouvelable.
En outre, les prix liés au récent appel d'offres démontrent la compétitivité de l'énergie renouvelable au Québec, et ce, même
dans le contexte de la faiblesse des prix des combustibles fossiles et du potentiel d'approvisionnement que présentent les
grands barrages hydroélectriques.
En Ontario, le gouvernement a mis 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. Il prévoit un appel d'offres
de 300 MW d'énergie éolienne et de 140 MW d'énergie solaire en 2015 et un autre de 300 MW d'énergie éolienne et de 150 MW
d'énergie solaire en 2016, avec des révisions annuelles. La Société a plusieurs projets éoliens et solaires qu'elle continue de
faire progresser en prévision des soumissions aux termes de ces processus d'offre compétitifs. D'autres Projets potentiels 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, le gouvernement a affirmé son appui à un secteur de l’énergie propre sain et diversifié et à 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. De plus, la province prévoit un accroissement de la
demande d'électricité et a des plans ambitieux visant l’expansion des secteurs de l’exploitation minière et du gaz naturel liquéfié
(« GNL »). En décembre 2014, le gouvernement a annoncé l'approbation du projet de barrage hydroélectrique Site C de
1 100 MW de BC Hydro, dont la mise en service commercial est prévue pour 2024, ce qui pourrait signifier des perspectives
plus limitées pour les producteurs indépendants d'électricité. Le barrage Site C est une composante du Plan de ressources
intégré de BC Hydro qui a été approuvé par le gouvernement en novembre 2013 et qui doit être révisé à l'automne 2015. Ce
plan stratégique à long terme flexible vise à répondre à la croissance de la demande d'électricité dans la province au cours
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 8
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
des 20 prochaines années. 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 cette province.
Aux États-Unis, la Société continuera à évaluer les possibilités avec discernement, particulièrement à la lumière de la priorité
accordée par l'administration actuelle à la question des changements climatiques et à la réduction des émissions de GES,
ainsi que de l'existence de normes en matière d'offre d'énergie renouvelable dans plusieurs États et de l'augmentation de
l'approvisionnement en énergie renouvelable. 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 des crédits d'impôts fédéraux et des 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. Dans de nombreux marchés aux États-Unis, l'énergie
éolienne et l'énergie solaire comptent déjà parmi les sources d'énergie les plus économiques, et ce, même lorsqu'on les
compare avec le gaz naturel, dont le coût actuel est peu élevé.
Afin de compléter ses sources de croissance à long terme, la Société a identifié un certain nombre de marchés cibles à l'échelle
internationale où elle compte établir une présence au cours des prochaines années. Dans les pays en développement de
l'Amérique latine, la demande d'électricité reste forte et les gouvernements cherchent à accroître leurs approvisionnements
en énergie renouvelable, dont ils sont abondamment pourvus. Par ailleurs, les pays européens au développement plus avancé
ont adopté des objectifs ambitieux de réduction des émissions de GES et s'emploient à réduire leur dépendance envers les
sources d'énergie plus traditionnelles, deux priorités nécessitant une part accrue des énergies renouvelables dans les
portefeuilles énergétiques de ces pays. La Société estime qu'il existe plusieurs marchés dans lesquels elle peut transposer
son modèle d'affaires axé sur le développement et l'exploitation d'actifs d'énergie renouvelable.
Poursuite d'occasions de croissance par l'entremise d'acquisitions
Les acquisitions représentent un autre volet important de la stratégie d'affaires de la Société. Plus précisément, la Société
explorera des acquisitions qui lui permettront d'établir une présence et de développer une masse critique dans des marchés
bien ciblés à l'échelle internationale. Elle cherchera également à réaliser des acquisitions qui lui permettront de consolider sa
position de chef de file dans le secteur des énergies renouvelables au Canada. 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 renouvelable si des occasions rentables
se présentent.
Maintien de la 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 2014, la Société comptait un total de 181 employés (y compris les
employés de Cartier Énergie Éolienne).
Utilisation d'indicateurs de rendement clés
La Société évalue son rendement à l’aide d’indicateurs clés qui incluent ou pourraient inclure la comparaison de l'électricité
générée en mégawattheures (« MWh ») et en gigawattheures (« GWh ») par rapport à une moyenne à long terme, le BAIIA
ajusté et la marge sur le BAIIA ajusté, les Flux de trésorerie disponibles et le Ratio de distribution. Ces indicateurs ne sont pas
des mesures reconnues et n'ont pas de signification prescrite selon les IFRS et pourraient, par conséquent, ne pas être
comparables aux mesures présentées par d'autres émetteurs. 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 trésorerie 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 des résultats entre les périodes. Ce reporter à la rubrique
« Mesures non conformes aux IFRS » pour un complément d'information.
Politique de dividende
La Société compte verser un dividende annuel de 0,62 $ 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 d'exploitation,
les flux de trésorerie, 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 d'autres
critères pertinents.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 9
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 accrue aux avantages de
l'énergie renouvelable dans la lutte aux impacts des changements climatiques, 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'amélioration rapide de la
compétitivité de l'énergie renouvelable sur le plan des coûts et de l'efficacité des producteurs indépendants d'énergie. Bien
que dans de nombreux pays, 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, les améliorations technologiques et les
économies d'échelle ont réduit considérablement les coûts de l'approvisionnement en énergie renouvelable, en particulier
l'énergie éolienne et solaire. Dans un grand nombre de marchés, l'électricité provenant de ces sources est concurrentielle sur
le plan des prix avec l'énergie produite à partir du gaz naturel et son coût est beaucoup plus stable à long terme, étant donné
qu'il n'est pas soumis aux fluctuations des prix de la ressource sous-jacente d'une année à l'autre.
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 plus haute probabilité 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 ont fixé un pourcentage déterminé d'électricité provenant de sources
renouvelables, notamment la Colombie-Britannique (93 % de l'électricité totale à partir de sources propres ou renouvelables),
l'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) et le 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).
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 troisième 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
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 10
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
un rôle important dans la mise en
renouvelable.
de projets hydroélectriques et d'autres projets isolés de production d'énergie
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 cinquième rang pour la production d'énergie
éolienne dans le monde avec une puissance installée de plus de 9 700 MW et environ 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 sa compétitivité accrue sur le plan des coûts attribuable aux économies d'échelle et aux améliorations
technologiques, les NOER provinciales, des délais relativement courts de construction et des bonnes sources d'énergie
éolienne, y compris des vents forts dans diverses régions rurales et de vastes côtes, ainsi que de nombreux appels d'offres
provinciaux 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. Selon la Société
indépendante d'exploitation du réseau d'électricité (SIERE), l'Office de l'électricité de l'Ontario gérait, à la fin du troisième
trimestre de 2014, une puissance installée d'énergie photovoltaïque solaire en service commercial de 1 235 MW, et une
puissance supplémentaire de 939 MW était en développement. Bien que l'énergie solaire coûte plus cher que les sources
d'énergie traditionnelles et les autres sources d'énergie renouvelable, les coûts de production diminuent constamment grâce
aux améliorations technologiques et aux économies d'échelle. Le gouvernement de l'Ontario a annoncé son intention de soutenir
l'industrie de l'énergie solaire de la province et prévoit l'approvisionnement de 140 MW de nouvelle énergie solaire en 2015 et
un autre bloc de 150 MW en 2016.
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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
(Perte nette) bénéfice net
(Perte nette) bénéfice net attribuable aux propriétaires de la société
mère
($ par action ordinaire - de base)
($ par action ordinaire - dilué)
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation (en
milliers)
Exercices clos le 31 décembre
2014
2013
2 962 450
2 964 070
241 834
179 562
74,3%
(84 378)
(54 853)
(0,63)
(0,63)
98 341
2 381 820
2 502 562
198 259
148 916
75,1%
45 431
48 170
0,43
0,43
94 694
2012
(retraité)3
2 104 945
2 169,182
176 655
133 792
75,7%
(5 383)
1 405
(0,03)
(0,03)
86 557
Total de l'actif
Passif courant
Dette à long terme
Autres passifs non courants
Composante passif des débentures convertibles
Total du passif non courant
Participations ne donnant pas le contrôle
Capitaux propres attribuables aux propriétaires
Dividendes déclarés sur les Actions privilégiées de série A ($/action)
Dividendes déclarés sur les Actions privilégiées de série C ($/action)1
1
Dividendes déclarés par action ordinaire ($/action)
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
Flux de trésorerie disponibles2
Ratio de distribution2
1. Le dividende annuel régulier s'établit à 1,4375 $; le dividende initial était plus élevé pour tenir compte des dividendes à payer depuis la date
2 296 440
138 561
1 166 782
223 510
79 655
1 469 947
107 611
580 321
1,25
—
0,58
50 693
43 897
115%
2 716 015
202 035
1 610 800
260 937
80 018
1 951 755
47 411
514 814
1,25
1,4375
0,60
59 549
67 744
88%
2 377 074
106 051
1 313 718
211 539
79 831
1 605 088
81 429
584 506
1,25
1,570425
0,58
54 967
58 982
93%
de clôture de l'émission des Actions privilégiées de série C le 11 décembre 2012.
2. Pour plus d'information sur le calcul et une explication des Flux de trésorerie disponibles et du Ratio de distribution de la Société, se reporter
à la rubrique « Flux de trésorerie disponibles et Ratio de distribution ».
3. Les états financiers de 2012 ont été retraités suite à l'adoption en 2013 de la norme IFRS 11 « Partenariats ».
Comparaison entre 2014, 2013 et 2012
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, les augmentations de la production, des produits et du BAIIA ajusté sont principalement
attribuables à l'apport sur un exercice complet de la centrale hydroélectrique Magpie acquise en juillet 2013, à l'ajout des
centrales hydroélectriques Kwoiek Creek et Northwest Stave River mises en service à la fin de 2013 et à l'ajout de la centrale
SM-1, qui a été acquise en juin 2014. La variation du résultat, qui est passé d'un bénéfice net de 45,4 M$ à une perte nette
de 84,4 M$, est principalement attribuable à une perte nette latente sur instruments financiers dérivés de 121,7 M$ par suite
d'une diminution des taux d'intérêt de référence pendant l'exercice, comparativement à un profit net latent sur instruments
financiers dérivés de 45,2 M$ en 2013 par suite d'une augmentation des taux d'intérêt de référence pendant l'exercice.
L'augmentation de la dette à long terme s'explique principalement par les prélèvements sur la facilité à terme de crédit rotatif
destinés à financer les coûts de construction des cinq Projets en développement de la Société et l'ajout des dettes liées aux
projets SM-1 et Tretheway Creek. La baisse des capitaux propres attribuables aux propriétaires et aux participations ne donnant
pas le contrôle est attribuable principalement à la comptabilisation d'une perte nette et à la déclaration de dividendes sur les
actions privilégiées et les actions ordinaires en 2014. L'augmentation des Flux de trésorerie disponibles, qui s'explique
principalement par une hausse du BAIIA ajusté, a plus que contrebalancé l'augmentation des dividendes et a donné lieu à une
baisse du Ratio de distribution à 88 %.
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
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 12
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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. La variation du résultat, qui est passé d'une perte nette de 5,4 M$ à un bénéfice net de 45,4 M$, est
principalement attribuable aux raisons mentionnées ci-dessus ainsi qu'à un profit net latent sur instruments financiers dérivés
de 45,2 M$ découlant d'une augmentation des taux d'intérêt de référence pendant l'exercice, comparativement à un profit latent
de 7,8 M$ en 2012. L'augmentation de la dette à long terme s'explique principalement par l'ajout de la dette de 72,0 M$ liée
au projet Northwest Stave River et de celle de 63,3 M$ liée au projet Magpie et par l'accroissement de la dette liée au projet
Carleton par suite du refinancement. La baisse des participations ne donnant pas le contrôle est attribuable principalement à
une distribution effectuée par Harrison Hydro Limited Partnership en 2013. L'augmentation des Flux de trésorerie disponibles
est attribuable principalement à l'accroissement des flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation, compte non tenu des
variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement d'exploitation, donnant lieu à une baisse du Ratio de distribution
à 93 %.
Incidence sur le résultat net de la perte nette latente (du profit net
latent) et de la perte nette réalisée sur instruments financiers
dérivés
(Perte nette) bénéfice net
Ajouter (Déduire) : Perte nette latente (profit net latent) sur instruments
financiers dérivés
Ajouter : Perte nette réalisée sur instruments financiers dérivés
(Déduire) Ajouter : Charge d'impôt liée aux éléments ci-dessus
Ajouter (Déduire) : Quote-part de la perte nette latente et réalisée ou du
profit net latent et réalisé sur instruments financiers dérivés des
coentreprises, déduction faite de la charge d'impôt qui s'y rapporte
Exercices clos le 31 décembre
2014
2013
2012
(retraité)
(84 378)
45 431
(5 383)
121 685
8 366
(32 096)
2 804
16 381
(45 249)
3 259
11 127
(1 951)
12 617
(7 791)
14 127
(1 647)
(408)
(1 102)
En excluant les pertes nettes réalisées sur instruments financiers dérivés, les pertes nettes latentes ou 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 2014
se serait établi à 16,4 M$, comparativement à un bénéfice net de 12,6 M$ en 2013 et à une perte nette de 1,1 M$ en 2012.
ACTIVITÉS EN 2014
Offre publique de rachat dans le cours normal des activités
Le 20 mars 2014, la Société a annoncé qu'elle procédait à une offre publique de rachat dans le cours normal des activités qui
lui permet de racheter aux fins d'annulation jusqu'à 1 million (soit environ 1 %) de ses actions ordinaires émises et en circulation
entre le 24 mars 2014 et le 23 mars 2015. En date du présent rapport de gestion, la Société n'avait racheté aucune action aux
fins d'annulation dans le cadre de cette offre publique de rachat dans le cours normal des activités.
Progrès du projet éolien Mesgi'g Ugju's'n de 150 MW au Québec
Le 24 mars 2014, Innergex et son partenaire ont annoncé que Parc éolien Mesgi’g Ugju’s’n (MU) S.E.C. avait signé un contrat
d'achat d'électricité de 20 ans avec Hydro-Québec Distribution pour le projet éolien Mesgi'g Ugju's'n de 150 MW situé dans la
péninsule gaspésienne, au Québec. Cette entité est contrôlée à 50-50 par les trois Premières Nations Mi’gmaq du Québec -
Gesgapegiag, Gespeg et Listuguj - et par Innergex, laquelle est également responsable de la gestion de la construction et de
l’exploitation du parc éolien.
Le 16 octobre 2014, la Société a annoncé l'obtention du décret du gouvernement du Québec pour le projet, ce qui marquait
la fin du processus d’évaluation environnementale du projet et donnait le feu vert au démarrage des travaux de construction.
Au troisième trimestre de 2014, les partenaires ont également signé un contrat d'approvisionnement de turbines avec
Senvion SE. Pour un complément d'information au sujet du projet Mesgi'g Ugju's'n, se reporter à la rubrique « Projets en
développement ».
Escompte de 2,5 % sur le prix des actions émises en vertu du Régime de réinvestissement des dividendes
(RRD)
Le 13 mai 2014, la Société a décidé d'accorder un escompte de 2,5 % sur le prix d'achat des actions émises aux 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, moins la réduction de 2,5 %. 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.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 13
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Acquisition de la centrale hydroélectrique SM-1 de 30,5 MW au Québec
Le 20 juin 2014, Innergex et le Régime de rentes du Mouvement Desjardins (« Desjardins ») ont annoncé la conclusion de
l’acquisition auprès du groupe de sociétés Hydroméga (« Hydroméga») de la centrale hydroélectrique au fil de l’eau Sainte-
Marguerite-1 (« SM-1 ») de 30,5 MW, située près de Sept-îles. au Québec.
Partenariat avec Desjardins
La Société et Desjardins détiennent respectivement 50,01 % et 49,99 % des unités ordinaires d'Innergex Sainte-Marguerite,
S.E.C. (« la Société en commandite SM-1 »). La Société en commandite SM-1 a acquis la centrale hydroélectrique SM-1 pour
un prix final de 80,1 M$, en plus de la prise en charge d'une dette liée au projet sans recours de 30,8 M$, qui porte un taux
d'intérêt fixe de 7,4 % et vient à échéance en 2025. Cette dette a été ajustée à la juste valeur de marché de 37,5 M$ lors de
la consolidation par la Société. Pour un complément d'information sur les dettes liées à SM-1, se reporter à la rubrique « Situation
financière ».
Innergex et la Nation In-SHUCK-ch signent un accord de partenariat pour le développement de six projets
hydroélectriques en Colombie-Britannique
Le 12 août 2014, la Société a annoncé qu'elle avait convenu avec la Nation In-SHUCK-ch des conditions commerciales d'un
partenariat 50-50 pour développer six projets hydroélectriques au fil de l'eau. Totalisant environ 150 MW, ces projets sont
répartis sur six ruisseaux situés sur les territoires traditionnels de la Nation. Les partenaires sont présentement en discussion
avec la province de la Colombie-Britannique et BC Hydro en vue d’explorer les moyens d’assurer la viabilité de ces projets par
le biais de contrats d’achat d’électricité à long terme avec BC Hydro.
Conclusion du financement du projet hydroélectrique Tretheway Creek
Le 30 septembre 2014, la Société a conclu un prêt de construction et à terme sans recours de 92,9 M$ pour le projet
hydroélectrique au fil de l'eau Tretheway Creek situé en Colombie-Britannique. Le prêt portera un taux d'intérêt fixe de 4,99 %;
lors de la mise en service du projet, il sera converti en 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 entièrement souscrit par Financière Banque Nationale
inc. et Sun Life du Canada, compagnie d'assurance-vie, avec Banque Nationale du Canada et Sun Life du Canada, compagnie
d'assurance-vie, à titre de prêteurs. Parallèlement à la clôture du financement, la Société a réglé des contrats à terme sur
obligations utilisés pour fixer au préalable le taux d'intérêt sur la dette et ainsi protéger le rendement prévu du projet, ce qui a
donné lieu à une perte réalisée de 8,4 M$ sur instruments financiers dérivés. Le taux d'intérêt fixe équivalent sur le prêt est
de 5,61 % environ, soit bien à l'intérieur des paramètres du modèle économique du projet. Pour un complément d'information
sur le financement du projet Tretheway Creek, se reporter à la rubrique « Situation financière ».
Prolongement et augmentation temporaire de la facilité à terme de crédit rotatif
Le 6 novembre 2014, la Société a exécuté une entente de modification afin de prolonger de 2018 à 2019 sa facilité à terme
de crédit rotatif en plus d’augmenter temporairement sa capacité d’emprunt de 50 M$ jusqu'au 30 juin 2015, soit de 425 M$ à
475 M$. Ces modifications procureront une plus grande flexibilité financière d’ici à ce que la Société conclue les financements
de projet qui restent à mettre en place.
Résultats de l'appel d'offres au Québec pour 450 MW de nouvelle énergie éolienne
Le 16 décembre 2014, Hydro-Québec Distribution a annoncé les soumissions retenues dans le cadre de l'appel d'offres pour
450 MW de nouvelle énergie éolienne. Au total, 54 soumissions représentant 6 627 MW ont été déposées en vertu de ce
processus très concurrentiel. Innergex avait soumis cinq projets totalisant 813 MW situés dans la péninsule gaspésienne et la
région du Bas-Saint-Laurent, mais aucun n'a débouché sur un contrat.
La Société estime qu'elle a présenté les meilleures soumissions possible compte tenu de son expérience du développement
de projets éoliens dans la péninsule gaspésienne et que celles-ci auraient donné lieu à des projets fructueux pour ses partenaires
des communautés et ses actionnaires. Ces soumissions proposaient des prix concurrentiels si on les compare aux prix des
soumissions retenues. Un de ces projets a été mis en réserve, dans l'éventualité où l'une des soumissions retenues ne se
matérialisait pas.
Il est important de mentionner que les prix associés à cet appel d'offres témoignent de la compétitivité de l'énergie renouvelable
au Québec et ailleurs, et ce, même dans le contexte de la faiblesse des prix des énergies fossiles.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 14
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
PROJETS EN DÉVELOPPEMENT
La Société compte actuellement cinq projets qui devraient être mis en service en 2015 et 2016.
PROJETS EN
CONSTRUCTION
Propriété
%
Puissance
installée
brute
(MW)
Date
prévue
de MS1
PMLT
brute
estimée2,3
(GWh)
Durée
du CAÉ
(années)
Coûts totaux de
projets
Prévisions, première
année
Estimés2
(M$)
Au 31
déc.
(M$)
Produits2
(M$)
BAIIA
ajusté2
(M$)
HYDRO (Colombie-Britannique)
Tretheway Creek
Upper Lillooet River
Boulder Creek
Big Silver Creek
100,0
66,7
66,7
100,0
21,2
81,4
25,3
40,6
168,5
2015
2016
2016
2016
81,0
334,0
92,5
139,8
647,3
40
40
40
40
111,5
315,0 4
119,2 4
216,0
761,7
73,4
127,7 4
38,9 4
71,8
311,8
9,0
33,0 4
9,0 4
18,0
69,0
7,5
27,5 4
7,5 4
15,0
57,5
1. Date de mise en service.
2. Ces renseignements visent à informer les lecteurs au sujet de l’incidence potentielle des projets sur les résultats de la Société.
3. Au moment de la mise en service, la PMLT peut être mise à jour pour tenir compte de mesures d'optimisation ou de contraintes liées à la
conception ou de la sélection de turbines différentes. Les résultats réels peuvent être différents. Se reporter à la rubrique « Information
prospective » pour obtenir des renseignements détaillés.
4. Correspond à 100 % de cette installation.
Tretheway Creek
Les travaux de construction de cette centrale hydroélectrique ont débuté en octobre 2013. En date du présent rapport de
gestion, la construction de la prise d'eau est en cours et l'installation de la conduite forcée est presque terminée; la première
étape de coulage du béton pour la fondation de la centrale est terminée et la superstructure de la centrale et le pont roulant
sont installés; l'approvisionnement des vannes et autres équipements de contrôle est finalisé et la livraison doit commencer
prochainement; la livraison des turbines et des générateurs est prévue pour le deuxième trimestre de 2015. Le
30 septembre 2014, la Société a conclu un financement sans recours pour un prêt de construction et à terme de 92,9 M$ pour
le projet. La mise en service de la centrale est prévue d'ici la fin de 2015.
Upper Lillooet River et Boulder 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 travaux de déboisement en vue de l'installation de la ligne de transport conjointe et
des poteaux sont en cours, le coulage du béton pour les centrales Upper Lillooet River et Boulder Creek progresse et les
travaux d'excavation et de consolidation pour les deux tunnels sont en cours. En novembre, la construction du batardeau et
le détournement du cours d'eau à Upper Lillooet River ont été réalisés avec succès. Les travaux de construction ont cessé
comme prévu pour l'hiver; ils reprendront au printemps 2015. En janvier 2014, un programme de couverture a été complété,
pour l'essentiel, 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, éliminant pratiquement l'exposition de ces projets aux fluctuations des taux d'intérêt.
Le 27 mars 2014, la Société a annoncé qu'elle était parvenue à des ententes avec BC Hydro à propos du projet hydroélectrique
Upper Lillooet, en vertu desquelles la puissance installée accrue des projets Upper Lillooet River et Boulder Creek a été
confirmée et le projet North Creek a été annulé, ces modifications ayant été demandées par la Société au début de 2013.
Également en vertu de ces ententes, la mise en service du projet Boulder Creek aura lieu au plus tôt le 1er juillet 2016.
Big Silver Creek
Les travaux de construction de cette centrale hydroélectrique ont débuté en juin 2014. En date du présent rapport de gestion,
les travaux de construction de la conduite forcée et d'excavation du tunnel sont en cours, le coulage du béton pour la fondation
de la centrale est bien avancé, la conception et l'approvisionnement du matériel électrique progressent et l'approvisionnement
des turbines est en cours. En janvier 2014, un programme de couverture a été complété, pour l'essentiel, 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, éliminant
pratiquement l'exposition de ce projet aux fluctuations des taux d'intérêt.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 15
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
PROJETS EN PRÉ-
CONSTRUCTION
Propriété
%
Puissance
installée
brute
(MW)
Date
prévue
de MS1
PMLT
brute
estimée2,3
(GWh)
Durée
du CAÉ
(années)
Coûts totaux de
projets
Prévisions, première
année
Estimés2,3
(M$)
Au 31
déc.
(M$)
Produits2
(M$)
BAIIA
ajusté2
(M$)
ÉOLIEN (Québec)
Mesgi'g Ugju's'n
50,0
150,0
150,0
2016
515,0
515,0
20
340,0 4
340,0
9,4 4
9,4
55,0 4
55,0
48,0 4
48,0
1. Date de mise en service.
2. Ces renseignements visent à informer les lecteurs au sujet de l’incidence potentielle des projets sur les résultats de la Société.
3. Au moment de la mise en service, la PMLT et les coûts de projets peuvent être mis 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 sont préliminaires, en attendant la sélection
de l'entrepreneur IAC. Les résultats réels peuvent être différents. Se reporter à la rubrique « Information prospective » pour obtenir des
renseignements détaillés.
4. Correspond à 100 % de cette installation.
Mesgi'g Ugju's'n (« MU »)
En date du présent rapport de gestion, les activités de pré-construction, notamment de déboisement, étaient terminées. Les
partenaires s'attendent à sélectionner un entrepreneur d'ingénierie, approvisionnement et construction à la fin du premier
trimestre de 2015. Les travaux de construction devraient débuter au printemps 2015 et la mise en service est prévue pour la
fin de 2016. En avril 2014, un programme de couverture a été complété, pour l'essentiel, 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, éliminant pratiquement
l'exposition de ce projet aux fluctuations des taux d'intérêt. La composante en euros du contrat d'approvisionnement en turbines
a été couverte au moyen d'un contrat de change à terme.
Les coûts du projet éolien Mesgi'g Ugju's'n sont estimés à l’heure actuelle à environ 340,0 M$ et seront financés dans une
proportion d’au moins 70 % par une dette liée au projet sans recours, à taux fixe. La baisse de 25,0 M$ des coûts du projet
estimés reflète l'utilisation de plus grandes turbines et la hausse du BAIIA ajusté prévu reflète des coûts d'exploitation inférieurs
par rapport aux prévisions initiales. La production moyenne à long terme annuelle de ce parc éolien est estimée à environ
515 000 MWh, assez pour alimenter plus de 30 000 foyers québécois chaque année. Toute l’électricité qu’il produira fait l’objet
d’un contrat d’achat d’électricité de 20 ans avec Hydro-Québec, dont le prix sera rajusté annuellement en fonction d’une portion
de l’indice des prix à la consommation. Dans sa première année complète d’exploitation, ce parc devrait générer des produits
et un BAIIA ajusté de l’ordre de 55,0 M$ et 48,0 M$, respectivement.
Les partenaires se partageront les distributions du projet dans des proportions variables, selon notamment leur investissement
en capitaux propres initial. Au départ, la Société prévoit financer la majeure partie de l'investissement en capitaux propres
requis pour ce projet; elle prévoit par conséquent recevoir environ 75 % des flux de trésorerie du projet au cours de la première
année. Cependant, au cours des 15 premières années d'exploitation, les Premières Nations Mi’gmaq du Québec auront le
droit d'accroître graduellement leur investissement en capitaux propres jusqu'à concurrence de 65 % (au moyen de l'achat de
parties des capitaux propres de la Société à un prix basé sur la valeur actualisée des flux de trésorerie futurs selon un taux de
rendement prédéterminé) et recevront par conséquent une part plus importante des flux de trésorerie. Quoi qu'il en soit, à
compter de la seizième année, la Société recevra au moins 35 % et pas plus de 40 % des flux de trésorerie annuels tirés du
projet, et ce, pour sa durée de vie restante.
PROJETS POTENTIELS
Tous les Projets potentiels, qui représentent une puissance installée nette combinée de 3 190 MW (puissance brute de
3 330 MW), sont à l’étape préliminaire de leur développement. Certains Projets potentiels visent des appels d'offres futurs, par
exemple l'appel d'offres en cours en vue de nouveaux projets d'énergie éolienne et solaire en Ontario, ou des programmes
d'offres standards, comme celui en vigueur en Colombie-Britannique. D'autres Projets potentiels pourront faire l’objet d’appels
d'offres futurs qui ne sont pas encore annoncés ou visent des contrats d'achat d'électricité négociés avec des sociétés de
services publics ou d'autres contreparties solvables. Il n’y aucune certitude que l’un ou l’autre des Projets potentiels sera réalisé.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 16
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
RÉSULTATS D'EXPLOITATION
La production d'électricité pour l'exercice s'est établie à 100 % par rapport à la moyenne à long terme en raison
principalement des débits d'eau et des régimes éoliens et solaires se situant dans la moyenne pour l'ensemble
de l'exercice.
En 2014, la production a augmenté de 24 %, les produits ont progressé de 22 % et le BAIIA ajusté s'est accru de
21 %. L'augmentation de la production et des produits est attribuable principalement à l'apport pendant un exercice
complet de la centrale hydroélectrique Magpie qui a été acquise en juillet 2013, à l'ajout des centrales
hydroélectriques Kwoiek Creek et Northwest Stave River, mises en service à la fin de 2013, et à l'ajout de la
centrale hydroélectrique SM-1 qui a été acquise en juin 2014. La progression moins importante des produits par
rapport à celle de la production est attribuable à l'ajout des centrales Magpie et SM-1, pour lesquelles le prix de
vente est inférieur à ceux de la plupart des autres installations de la Société.
Les résultats d'exploitation de la Société pour l'exercice clos le 31 décembre 2014 sont comparés aux résultats
d'exploitation de la période correspondante en 2013.
Production d'électricité
Dans son évaluation des résultats d'exploitation, la Société compare la production d’électricité réelle avec une moyenne à long
terme (« PMLT ») 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
2014
2013
Production1
(MWh)
PMLT
(MWh)
Production
en % de la
PMLT
Prix
moyen2
($/MWh)
Production1
(MWh)
PMLT
(MWh)
Production
en % de la
PMLT
Prix
moyen2
($/MWh)
606 071
84 333
1 509 737
45 083
2 245 224
614 205
74 544
1 513 591
46 800
2 249 140
99 %
113 %
100 %
96 %
100 %
75,97
68,45
76,71
75,38
76,17
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
677 107
676 489
100 %
79,71
686 380
676 490
101 %
79,40
40 119
2 962 450
38 441
2 964 070
104 % 420,00
81,64
100 %
40 069
2 381 820
38 717
2 502 562
103 % 420,00
83,24
95 %
1. 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 2014, les installations de la Société ont produit 2 962 GWh, soit 100 % par rapport à la
PMLT de 2 964 GWh. Dans l'ensemble, les centrales hydroélectriques ont produit 100 % de leur PMLT, en raison principalement
des débits d'eau normaux ou supérieurs à la moyenne dans la plupart des installations pendant l'ensemble de l'année et des
débits d'eau supérieurs à la moyenne en Colombie-Britannique au quatrième trimestre, qui ont contrebalancé les débits inférieurs
à la moyenne dans cette province pendant les trois premiers trimestres. Globalement, les parcs éoliens ont produit 100 % de
leur PMLT, les régimes de vent supérieurs à la moyenne au premier et au troisième trimestres ayant contrebalancé les régimes
inférieurs pendant le deuxième et le quatrième trimestres. Le parc solaire Stardale a produit 104 % de sa PMLT, les régimes
solaires supérieurs à la moyenne au cours des trois premiers trimestres ayant contrebalancé le régime inférieur au quatrième
trimestre. Pour un complément d'information sur les résultats des secteurs d'exploitation, se reporter à la rubrique « Information
sectorielle ».
L'augmentation de la production de 24 % par rapport à la même période l'an dernier est attribuable principalement à l'apport
sur un exercice complet de la centrale hydroélectrique Magpie qui a été acquise en juillet 2013, à l'ajout des centrales
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 17
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
hydroélectriques Kwoiek Creek et Northwest Stave River, mises en service à la fin de 2013, et à l'ajout de la centrale
hydroélectrique SM-1 qui a été acquise en juin 2014.
La performance globale des installations de la Société pour l'exercice clos le 31 décembre 2014 démontre les avantages de
la diversification géographique et la complémentarité des productions hydroélectrique, éolienne et solaire.
Information supplémentaire
Contrats d'achat d'électricité
Les 33 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 2 % des produits en 2014). 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 et du deuxième CAÉ (22 MW)
pour SM-1, prévoient une hausse des tarifs d'électricité selon l'IPC s'échelonnant entre 3 % et 6 % par année;
• le CAÉ relatif à la centrale hydroélectrique Magpie prévoit une hausse des tarifs d'électricité de 1 % par année;
• le deuxième CAÉ (22 MW) relatif à la centrale hydroélectrique SM-1 prévoit une hausse des tarifs d'électricité de 2 %
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; pour les six
centrales détenues par Harrison Hydro Limited Partnership, cette protection contre l'inflation est partiellement
contrebalancée par l'ajustement au titre de l'inflation sur les obligations à rendement réel;
• 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 est arrivé à l'échéance de sa durée initiale de 20 ans en
novembre 2014; la Société a envoyé un avis de renouvellement automatique à Hydro-Québec pour un nouveau terme de
20 ans. À l'issue des discussions initiales, la Société et Hydro-Québec n'ont pu s'entendre sur les modalités du renouvellement
et la Société a déposé par la suite une notice d'arbitrage. La Société a convenu avec Hydro-Québec de suspendre la procédure
d'arbitrage en attendant qu'une décision soit rendue à l'égard d'une autre procédure d'arbitrage en cours entre Hydro-Québec
et d'autres producteurs d'électricité indépendants. Hydro-Québec a accepté de maintenir les conditions du CAÉ relatif à St-
Paulin jusqu'à 30 jours après l'annonce de la décision portant sur cette autre procédure d'arbitrage.
Le CAÉ relatif à la centrale hydroélectrique Windsor de 5,5 MW arrivera à l'échéance de sa durée initiale de 20 ans en janvier
2016; la Société a envoyé un avis de renouvellement automatique à Hydro-Québec pour un nouveau terme de 20 ans.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 18
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Résultats financiers
Produits
Charges d'exploitation
Frais généraux et administratifs
Charges liées aux Projets potentiels
BAIIA ajusté
Exercices clos le 31 décembre
2014
2013
241 834 100,0%
41 512 17,2%
15 064
5 696
2,4%
179 562 74,3%
6,2%
198 259 100,0%
33 947 17,1%
11 194
4 202
2,1%
148 916 75,1%
5,6%
Charges financières
Autres charges (produits), montant net
Amortissements
Quote-part de la perte (du bénéfice) des coentreprises1
Perte nette latente (profit net latent) sur instruments financiers dérivés
(Économie) charge d'impôt
(Perte nette) bénéfice net
(Perte nette) bénéfice net attribuable aux :
Propriétaires de la société mère
Participations ne donnant pas le contrôle
(Perte nette) bénéfice net par action - de base
86 537
7 797
74 092
701
121 685
(26 872)
(84 378)
(54 853)
(29 525)
(84 378)
(0,63)
65 158
(392)
69 160
(6 053)
(45 249)
20 861
45 431
48 170
(2 739)
45 431
0,43
1. La centrale hydroélectrique Umbata Falls et le parc éolien 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. Se reporter à la rubrique « Participations
dans des coentreprises » pour obtenir plus d'information.
Produits
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, la Société a enregistré des produits de 241,8 M$, comparativement à 198,3 M$ en
2013. La hausse de 22 % est attribuable principalement à l'apport sur un exercice complet de la centrale hydroélectrique
Magpie qui a été acquise en juillet 2013, à l'ajout des centrales hydroélectriques Kwoiek Creek et Northwest Stave River, mises
en service à la fin de 2013, et à l'ajout de la centrale hydroélectrique SM-1 qui a été acquise en juin 2014. En outre, la progression
inférieure des produits par rapport à la production est attribuable à l'ajout des centrales Magpie et SM-1, pour lesquelles le prix
de vente est inférieur à ceux de la plupart des autres installations de la Société.
Charges
Les charges d'exploitation 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 2014, la Société
a constaté des charges d'exploitation de 41,5 M$ (33,9 M$ en 2013). L'augmentation de 22 % est attribuable essentiellement
au plus grand nombre d'installations exploitées par la Société en 2014 par rapport à 2013, par suite de l'ajout des centrales
hydroélectriques Magpie, Kwoiek Creek, Northwest Stave River et SM-1.
Les frais généraux et administratifs sont constitués principalement de salaires, d'honoraires professionnels et de frais de bureau.
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, ces frais ont totalisé 15,1 M$ (11,2 M$ en 2013). L'augmentation de 35 % reflète le
plus grand nombre d'installations exploitées par la Société, le nombre plus élevé d'employés, les hausses salariales normales
et la hausse des honoraires professionnels.
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 2014, ces charges ont totalisé 5,7 M$ (4,2 M$ en 2013). L'augmentation de 36 % est liée
principalement à l'appel d'offres qui a eu lieu au Québec en 2014 et à l'appel d'offres en cours en Ontario.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 19
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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 d'exploitation, des frais généraux et administratifs et des charges liées aux Projets potentiels.
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, le BAIIA ajusté de la Société s'est établi à 179,6 M$, comparativement à 148,9 M$
pour la même période l'an dernier. Cette augmentation de 21 % est en phase avec la hausse des produits, tandis que la
diminution de la marge du BAIIA ajusté de 75,1 % à 74,3 % découle principalement de l'accroissement des frais généraux et
administratifs et des charges liées aux Projets potentiels.
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 et les autres charges financières.
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, les charges financières ont totalisé 86,5 M$ (65,2 M$ en 2013). Cette augmentation
est principalement attribuable à la comptabilisation en charges des intérêts sur les prêts relatifs aux projets Kwoiek Creek et
Northwest Stave River qui sont maintenant en exploitation, à l'ajout de la dette liée aux projets se rapportant à l'acquisition de
Magpie en juillet 2013 et à celle de SM-1 en juin 2014, ainsi qu'à l'augmentation des intérêts compensatoires au titre de l'inflation
sur les obligations à rendement réel en raison de l'inflation plus élevée pendant cette période comparativement à la même
période l'an dernier.
Au 31 décembre 2014, 91 % 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 (98 % au 31 décembre 2013). La diminution découle
de l'augmentation des montants prélevés sur la facilité à terme de crédit rotatif destinés à payer les coûts de construction avant
la clôture du financement pour les cinq Projets en développement.
Le taux d’intérêt global effectif de la dette et des débentures convertibles de la Société était de 5,33 % au 31 décembre 2014
(5,46 % au 31 décembre 2013). Cette diminution résulte principalement d'un taux d'intérêt moins élevé sur la facilité à terme
de crédit rotatif, de l'ajout du prêt pour Northwest Stave River, qui porte un taux d'intérêt fixe de 5,30 %, de l'ajout de la dette
liée au projet Magpie, qui porte un taux d'intérêt global de 4,37 %, de l'ajout de la dette liée au projet SM-1, qui porte un taux
d'intérêt fixe de 3,30 % par suite de son ajustement à la juste valeur de marché lors de la consolidation, et de l'ajout de la dette
liée au projet Tretheway Creek, qui porte un taux d'intérêt fixe de 4,99 %. Ces éléments ont été partiellement contrebalancés
par l'ajout de la débenture liée à la centrale SM-1, qui porte un taux d'intérêt fixe de 8,0 %.
Autres charges (produits), montant net
Le montant net des autres produits ou charges comprend les coûts de transaction, les pertes réalisées sur instruments financiers
dérivés, les pertes de change réalisées, le gain sur les contreparties conditionnelles, la perte de valeur d'un prêt, le règlement
reçu de réclamations relativement à une acquisition, la radiation de coûts de développement de projets et le montant net des
autres produits. Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, la Société a comptabilisé des autres charges d'un montant net de
7,8 M$ (autres produits d'un montant net de 0,4 M$ en 2013). La variation découle principalement de la perte réalisée sur
instruments financiers dérivés de 8,4 M$ liée au règlement des contrats à terme sur obligations pour Tretheway Creek
parallèlement à la clôture du financement à long terme pour ce projet. La perte découle d'une diminution des taux d'intérêt de
référence entre la date de la conclusion des contrats à terme sur obligations (août et septembre 2013) et la date de règlement
(le 30 septembre 2014) et est compensée par le taux d'intérêt fixe de 4,99 % pour le prêt d'une durée de 40 ans de Tretheway
Creek. En 2013, les autres produits, montant net comprenaient une perte réalisée de 3,3 M$ sur les contrats à terme sur
obligations pour Northwest Stave River qui a été partiellement contrebalancée par la réception d'un règlement de réclamations
de 2,0 M$.
Amortissements
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, la dotation aux amortissements a totalisé 74,1 M$ (69,2 M$ en 2013). Cette
augmentation est attribuable principalement à l'accroissement des actifs découlant de l'ajout des centrales hydroélectriques
Magpie et SM-1 et du début des activités des centrales hydroélectriques Kwoiek Creek et Northwest Stave River.
Quote-part (de la perte) du bénéfice des coentreprises
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, la Société a comptabilisé une quote-part de la perte des coentreprises de 0,7 M$
(quote-part du bénéfice des coentreprises de 6,1 M$ en 2013). Pour un complément d'information, se reporter à la rubrique
« Participations dans des coentreprises ».
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 20
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Instruments financiers dérivés
La Société utilise des instruments financiers dérivés pour gérer son exposition au risque d’augmentation des taux d’intérêt sur
son financement par emprunts actuels et à venir et son exposition au risque de hausse du taux de change sur ses achats
d'équipement (« 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 (taux d'inflation minimum de 3 % appliqué au prix de vente).
La Société ne détient ni n’émet d’instruments financiers à des fins de spéculation. Comme les contrats à terme sur obligations
sont liés aux obligations à long terme et les 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.
Depuis octobre 2014, la Société utilise la comptabilité de couverture dans le traitement des nouveaux instruments financiers
dérivés, afin d'atténuer les fluctuations du résultat net découlant des profits latents ou des pertes latentes sur ces instruments
pendant une période donnée. En vertu de la comptabilité de couverture, la plupart des profits latents ou des pertes latentes
sur les Dérivés qui découlent d'une diminution ou d'une augmentation du taux d'intérêt de référence seront comptabilisés dans
les autres éléments du résultat global, tandis que seule la portion du profit latent ou de la perte latente liée à « l'inefficacité »
du Dérivé sera comptabilisée en résultat net.
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, la Société a comptabilisé une perte nette latente sur instruments financiers dérivés
de 121,7 M$, en raison principalement de la baisse des taux d'intérêt de référence depuis la fin de 2013. Pour la période
correspondante de 2013, Innergex avait comptabilisé un profit net latent sur instruments financiers dérivés de 45,2 M$, en
raison principalement de l'augmentation des taux d'intérêt de référence depuis le 31 décembre 2012.
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, la Société a comptabilisé une perte nette latente de 1,2 M$ sur des contrats de
change à terme, qui servent à fixer le taux de change sur les achats prévus d'équipement pour le projet éolien Mesgi'g Ugju's'n.
Ces contrats viendront à échéance en 2015, ce qui donnera lieu à un profit ou une perte réalisé sur instruments financiers
dérivés. Ce profit ou cette perte servira à contrebalancer les coûts plus élevés ou moins élevés de l'équipement utilisé pour le
projet. Des contrats de change à terme sont également intégrés au contrat d'approvisionnement en turbines, et ce, pour un
montant équivalent afin de contrebalancer les contrats de change à terme.
En janvier 2014, la Société a complété un programme de couverture afin de fixer le taux d'intérêt sur la dette future liée aux
Projets en développement Upper Lillooet River, Boulder Creek, Tretheway Creek et Big Silver Creek. En avril 2014, la Société
a complété un programme de couverture afin de fixer le taux d'intérêt sur la dette future liée au Projet en développement
Mesgi'g Ugju's'n. En septembre 2014, la Société a conclu un financement de 92,9 M$ pour le projet hydroélectrique Tretheway
Creek et a réglé simultanément les contrats à terme sur obligations correspondants. En date du présent rapport de gestion, la
Société avait conclu des instruments financiers dérivés totalisant 535,0 M$. À la clôture de chaque financement à long terme
à taux fixe ou au moyen de swaps de taux d'intérêt, la Société réglera les instruments financiers dérivés correspondants, ce
qui donnera lieu à un profit ou une perte réalisé sur instruments financiers dérivés. Ces profits ou pertes permettront de
contrebalancer une augmentation ou une baisse du taux d'intérêt sur la dette liée aux projets. Dans le cas du financement du
projet Tretheway Creek, la perte nette réalisée de 8,4 M$ est contrebalancée par le taux d'intérêt plus bas de 4,99 % sur la
dette liée au projet. Au 31 décembre 2014, les Dérivés qui seront réglés à la clôture du financement avaient une valeur de
marché négative de 90,5 M$.
(Économie) Charge d'impôt
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, la Société a enregistré une charge d'impôt exigible de 3,0 M$ (2,6 M$ en 2013) et
une économie d'impôt différé de 29,9 M$ (charge de 18,2 M$ en 2013). L'écart au titre de la charge d'impôt différé s'explique
principalement par une perte réalisée et une perte nette latente sur instruments financiers dérivés, par rapport à une perte
réalisée inférieure et un profit net latent sur instruments financiers dérivés pour la même période en 2013.
(Perte nette) bénéfice net
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, la Société a enregistré une perte nette de 84,4 M$ (perte nette de base et diluée
de 0,63 $ par action), comparativement à un bénéfice net de 45,4 M$ (bénéfice net de base et dilué de 0,43 $ par action)
en 2013.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 21
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Principaux éléments qui ont contribué à la perte nette pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, comparativement
à un bénéfice net pour la période correspondante en 2013 :
Éléments principaux – Incidence positive
Variation Explications
Produits
43 575
En raison principalement de l'augmentation de la production
découlant du plus grand nombre d'installations en exploitation.
Économie d'impôt différé
48 129
En raison principalement d'une perte réalisée et d'une perte nette
latente sur instruments financiers dérivés en 2014, par rapport à une
perte réalisée inférieure et à un profit net latent sur instruments
financiers dérivés en 2013.
Éléments principaux - Incidence négative
Variation Explications
Perte nette latente sur instruments
financiers dérivés
166 934
En raison principalement d'une diminution des taux d'intérêt de
référence pendant l'exercice, comparativement à une augmentation
des taux d'intérêt de référence pendant la même période l'an dernier.
Charges financières
21 379
Autres charges (produits), montant net
8 189
En raison principalement de la comptabilisation en charges des
intérêts sur les prêts relatifs à Kwoiek Creek et Northwest Stave River
après leur mise en service, de l'ajout de la dette liée à Magpie et à
SM-1 et de l'augmentation des intérêts compensatoires au titre de
l'inflation sur les obligations à rendement réel.
En raison principalement d'une perte nette réalisée sur dérivés plus
élevée découlant du règlement des contrats à terme sur obligations
de Tretheway Creek à la clôture du financement du projet au troisième
trimestre de 2014, par rapport à une perte nette réalisée inférieure
sur les contrats à terme sur obligations pour Northwest Stave River
et la réception d'un règlement de réclamations en 2013.
Participations ne donnant pas le contrôle
Les participations ne donnant pas le contrôle sont liées aux six centrales hydroélectriques de Harrison Hydro Limited Partnership,
aux filiales de Creek Power Inc., à Kwoiek Creek Resources Limited Partnership, au parc éolien Mesgi'g Ugju's'n (MU) S.E.C.,
à la Société en commandite Magpie, à l'entité Innergex Sainte-Marguerite, S.E.C. et à leurs commandités respectifs. Pour
l'exercice clos le 31 décembre 2014, la Société a affecté des pertes de 29,5 M$ aux participations ne donnant pas le contrôle
(pertes de 2,7 M$ en 2013). Se reporter à la rubrique « Filiales non entièrement détenues » pour un complément d'information.
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
2014
2013
98 341
210
98 551
94 694
86
94 780
1. Pendant l'exercice clos le 31 décembre 2014, 1 640 000 des 3 470 684 options sur actions (2 013 420 des 3 073 684 options en 2013) et
7 558 684 actions qui peuvent être émises à la conversion des débentures convertibles (7 558 684 en 2013) 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 2014, la Société avait un total de 100 672 000 actions ordinaires, 80 500 débentures convertibles,
3 400 000 Actions privilégiées de série A, 2 000 000 Actions privilégiées de série C et 3 470 684 options sur actions en
circulation. 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.
L'augmentation du nombre d'actions ordinaires par rapport au 31 décembre 2013 est attribuable principalement à l'émission
de 4 027 051 actions liée à l'acquisition de SM-1 et au Régime de réinvestissement de dividendes (« RRD »).
En date du présent rapport de gestion, la Société avait un total de 100 929 613 actions ordinaires, 80 500 débentures
convertibles, 3 400 000 Actions privilégiées de série A, 2 000 000 Actions privilégiées de série C et 3 470 684 options sur
actions en circulation. L'augmentation du nombre d'actions ordinaires depuis le 31 décembre 2014 est attribuable au RRD.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 22
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 2014, la Société a généré des flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation
de 87,7 M$, comparativement à 87,7 M$ pour la même période en 2013. Au cours de cette période, la Société a
généré des fonds liés aux activités de financement de 201,0 M$ et a affecté des fonds liés aux activités
d'investissement de 268,4 M$, aux fins principalement du paiement des travaux de construction de ses cinq Projets
en développement et de l'acquisition de la centrale hydroélectrique SM-1. Au 31 décembre 2014, la Société détenait
54,6 M$ de trésorerie et d'équivalents de trésorerie, comparativement à 34,3 M$ au 31 décembre 2013.
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation ont totalisé 87,6 M$
(122,3 M$ générés en 2013). Cette variation est attribuable principalement à une variation nette négative de 43,5 M$ des
éléments hors trésorerie du fonds de roulement d'exploitation.
Flux de trésorerie liés aux activités de financement
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, les flux de trésorerie générés par les activités de financement ont totalisé
201,0 M$ (flux de trésorerie affectés de 5,4 M$ en 2013). Cette variation est attribuable principalement à une augmentation
nette de la dette à long terme de 256,7 M$, par suite de montants prélevés sur la facilité à terme de crédit rotatif pour payer
les travaux de construction des cinq Projets en développement, ainsi qu'à l'ajout de la dette liée au projet Tretheway Creek et
de la débenture subordonnée pour le projet SM-1.
Utilisation du produit de financement
Produit de l'émission de dette à long terme
Remboursement au titre de la dette à long terme
Frais de financement
Génération du produit du financement
Paiement d'autres passifs
Paiement des coûts d'émission des actions ordinaires et privilégiées
Trésorerie acquise lors d'acquisitions d'entreprises
Acquisitions d'entreprises
(Augmentation) Diminution des liquidités et placements à court terme soumis
à restrictions
Prêts à des parties liées
Fonds nets prélevés des comptes de réserve
Ajouts aux immobilisations corporelles
Ajouts aux immobilisations incorporelles
Ajouts aux frais de développement de projets
Remboursements (investissements dans) des coentreprises
Réductions des (ajouts aux) autres actifs non courants
Utilisation du produit du financement, montant net
Réduction du fonds de roulement
Exercices clos le 31 décembre
2014
379 901
(120 590)
(2 580)
256 731
(361)
(82)
—
(38 368)
(36 062)
—
6 538
(205 460)
—
(24 955)
2 259
27 480
(269 011)
(12 280)
2013
186 627
(145 321)
(3 066)
38 240
—
(353)
1 885
(28 577)
38 066
(6 798)
527
(103 680)
(27)
(27 799)
(2 923)
(2 962)
(132 641)
(94 401)
Au cours de l'exercice clos le 31 décembre 2014, la Société a emprunté 379,9 M$ aux fins du paiement de la construction des
projets Upper Lillooet River, Boulder Creek,Tretheway Creek et Big Silver Creek, du développement préalable à la construction
du projet Mesgi'g Ugju's'n, de l'acquisition de la centrale hydroélectrique SM-1 et du remboursement des emprunts à long
terme; elle a également augmenté ses liquidités soumises à restrictions de 36,1 M$, l'utilisation de la trésorerie pour payer les
coûts de construction liés aux centrales Kwoiek Creek et Northwest Stave River ayant été plus que contrebalancée par l'ajout
d'un montant de 49,1 M$ correspondant au produit non utilisé du financement du projet Tretheway Creek. Pendant la période
correspondante de 2013, la Société avait emprunté 186,6 M$ et utilisé 94,4 M$ de son fonds de roulement pour payer les
travaux de construction des projets Gros-Morne, Kwoiek Creek et Northwest Stave River, payer les activités préalables à la
construction de ses Projets en développement, faire l'acquisition de la centrale hydroélectrique Magpie, rembourser la dette
à long terme et réduire les prélèvements de la facilité à terme de crédit rotatif.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 23
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement se sont élevés à
268,3 M$ (132,2 M$ en 2013). Pendant cette période, les ajouts aux immobilisations corporelles ont représenté un décaissement
de 205,4 M$ (décaissement de 103,7 M$ en 2013), une augmentation des liquidités et placements à court terme soumis à
restrictions a représenté un décaissement de 36,1 M$ (encaissement de 38,1 M$ en 2013), les ajouts aux frais de développement
de projets ont représenté un décaissement de 25,0 M$ (décaissement de 27,8 M$ en 2013) et l'acquisition de la centrale
hydroélectrique SM-1 a représenté un décaissement de 38,4 M$ (décaissement de 28,6 M$ en 2013 pour l'acquisition de
Magpie). Ces éléments ont été partiellement contrebalancés par une diminution des autres éléments d'actif non courants, qui
ont représenté un encaissement de 27,5 M$ (décaissement de 3,0 M$ en 2013), en raison principalement du remboursement
du prêt au vendeur de SM-1, par un retrait des comptes de réserve, qui a représenté un encaissement de 6,5 M$ (0,5 M$ en
2013) et par une réduction des participations dans les coentreprises, qui a représenté un encaissement de 2,3 M$ (décaissement
de 2,9 M$ en 2013).
Trésorerie et équivalents de trésorerie
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, la trésorerie et les équivalents de trésorerie de la Société ont augmenté de
20,3 M$ (diminué de 15,2 M$ en 2013), soit le résultat net de ses activités d'exploitation, de financement et d'investissement.
Au 31 décembre 2014, la Société détenait 54,6 M$ de trésorerie et d'équivalents de trésorerie (34,3 M$ au 31 décembre 2013).
DIVIDENDES
Le tableau suivant présente les dividendes déclarés par la Société :
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires1
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires ($/action)1
Dividendes déclarés sur les Actions privilégiées de série A
Dividendes déclarés sur les Actions privilégiées de série A ($/action)
Dividendes déclarés sur les Actions privilégiées de série C2
Dividendes déclarés sur les Actions privilégiées de série C ($/action)2
Exercices clos le 31 décembre
2014
59 549
0,6000
4 250
1,25
2 875
1,437500
2013
54 967
0,5800
4 250
1,25
3 141
1,570425
1. Le 25 février 2014, le Conseil d'administration a augmenté de 0,58 $ à 0,60 $ par action ordinaire le dividende annuel. Le 20 juin 2014, la
Société a émis 4 027 051 nouvelles actions ordinaires aux fins du paiement de l'acquisition de la centrale hydroélectrique SM-1.
2. Le dividende initial versé au premier trimestre de 2013 était plus élevé pour tenir compte des dividendes à payer depuis la date de
clôture de l'émission des Actions privilégiées de série C le 11 décembre 2012. Le dividende annuel régulier est de 1,4375 $.
Le tableau suivant présente les dividendes qui seront versés par la Société le 15 avril 2015 :
Date de
l'annonce
Date de
clôture des
registres
Date du
paiement
Dividende par
action ordinaire ($)
Dividende par Action
privilégiée de série A ($)
Dividende par Action
privilégiée de série C ($)
24/02/2015
31/03/2015
15/04/2015
0,1550
0,3125
0,359375
Le 24 février 2015, le Conseil d'administration a augmenté de 0,60 $ à 0,62 $ par action ordinaire le dividende annuel que la
Société compte verser, payable trimestriellement.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 24
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
SITUATION FINANCIÈRE
Au 31 décembre 2014, l'actif total de la Société s'établissait à 2 716 M$, le passif total à 2 154 M$, y compris des
dettes à long terme de 1 645 M$, et les capitaux propres à 562 M$.
Également au 31 décembre 2014, le ratio du fonds de roulement de la Société s'établissait à 0.91:1.00 (1.18:1.00 au
31 décembre 2013). Outre la trésorerie et les équivalents de trésorerie totalisant 54,6 M$, la Société détenait des
liquidités et des placements à court terme soumis à restrictions de 85,8 M$ et des comptes de réserve de
41,3 M$ à la fin de l'exercice.
Les changements les plus importants apportés aux postes du bilan pendant l'exercice clos le 31 décembre 2014
sont expliqués ci-après.
Actif
Principales variations du total de l'actif pour l'exercice clos le 31 décembre 2014 :
• Une augmentation nette de 56,4 M$ de la trésorerie et des équivalents de trésorerie et des liquidités et placements à court
terme soumis à restrictions, en raison principalement de l'ajout de la dette liée au projet Tretheway Creek, qui a plus que
contrebalancé les montants utilisés pour payer les travaux de construction des projets Kwoiek Creek et Northwest Stave
River;
• Une augmentation de 15,5 M$ des débiteurs, comme il est expliqué à la rubrique « Fonds de roulement » ci-après;
• Une augmentation des immobilisations corporelles de 312,4 M$ en raison principalement de la construction des projets
Tretheway Creek, Boulder Creek, Upper Lillooet River et Big Silver Creek et de l'ajout de la centrale hydroélectrique SM-1
acquise en juin 2014;
• Une augmentation des immobilisations incorporelles de 21,2 M$, en raison principalement du retrait du projet Big Silver
Creek des frais de développement de projets et de son intégration aux immobilisations corporelles et aux immobilisations
incorporelles maintenant que la construction est commencée, et de l'ajout de la centrale hydroélectrique SM-1 acquise
en juin 2014;
• Une diminution des frais de développement de projets de 20,6 M$, en raison principalement du retrait du projet Big Silver
Creek des frais de développement de projets et de son intégration aux immobilisations corporelles et aux immobilisations
incorporelles maintenant que la construction est commencée; et
• Une diminution des autres actifs non courants de 27,5 M$, en raison principalement du remboursement du prêt de
25,0 M$ au vendeur de SM-1, majoré des intérêts courus, en même temps que la clôture de l'acquisition de la centrale
hydroélectrique SM-1 en juin 2014.
Fonds de roulement
Au 31 décembre 2014, le fonds de roulement était négatif de 17,4 M$ pour un ratio du fonds de roulement de 0,91:1,00. 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. La diminution
du ratio du fonds de roulement pendant cette période est attribuable à une baisse de 6,8 M$ des prêts à des parties liées, une
baisse de 4,6 M$ de la composante de l'actif courant des instruments financiers dérivés, ainsi qu'à des augmentations de
91,2 M$ de la composante du passif courant des instruments financiers dérivés et de 7,2 M$ de la tranche à court terme de
la dette à long terme, éléments qui sont expliqués séparément plus loin. Ces éléments ont été contrebalancés partiellement
par une augmentation de 36,1 M$ des liquidités et des placements à court terme soumis à restrictions, une augmentation de
15,5 M$ des débiteurs, une augmentation de 20,3 M$ de la trésorerie et des équivalents de trésorerie et une baisse de
2,7 M$ des créditeurs, lesquelles sont également expliquées séparément plus loin.
La Société estime que son fonds de roulement actuel est suffisant pour combler ses besoins. Elle peut également utiliser sa
facilité à terme de crédit rotatif de 475,0 M$ au besoin. Au 31 décembre 2014, la Société avait prélevé 321,9 M$ et
13,9 M$ US à titre d'avances de fonds et 31,1 M$ avaient été affectés à l'émission de lettres de crédit.
Les liquidités et placements à court terme soumis à restrictions sont liés à Harrison Hydro L.P., au prêt pour Kwoiek Creek,
au prêt pour Northwest Stave River et au prêt pour Tretheway Creek. Au 31 décembre 2014, les liquidités et placements à
court terme soumis à restrictions s'élevaient à 85,8 M$, dont une tranche de 6,7 M$ était liée à Harrison Hydro L.P., une tranche
de 23,5 M$ au prêt pour Kwoiek Creek, une tranche de 6,5 M$ au prêt pour Northwest Stave River et une tranche de 49,1 M
$ au prêt pour Tretheway Creek (49,7 M$ au 31 décembre 2013, dont une tranche de 6,7 M$ était liée à Harrison Hydro L.P.,
une tranche de 31,5 M$ au projet Kwoiek Creek et une autre de 11,6 M$ au prêt pour Northwest Stave River). L'augmentation
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 25
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
découle principalement de l'ajout du prêt pour Tretheway Creek, qui a plus que contrebalancé les montants utilisés pour payer
les travaux de construction des projets Kwoiek Creek et Northwest Stave River.
Les débiteurs ont augmenté pour passer de 19,8 M$ au 31 décembre 2013 à 35,3 M$ au 31 décembre 2014, en raison
principalement des produits qui ont été générés.
Les prêts aux parties liées ont diminué pour passer de 6,8 M$ au 31 décembre 2013 à néant au 31 décembre 2014, Harrison
Hydro L.P. ayant déclaré au premier trimestre de 2014 une distribution qui s'est traduite par une baisse de 6,8 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.
Les créditeurs et charges à payer ont diminué pour passer de 48,3 M$ au 31 décembre 2013 à 45,6 M$ au 31 décembre 2014,
en raison principalement des paiements liés à la construction des centrales Kwoiek Creek et Northwest Stave River, qui ont
été partiellement contrebalancés par une augmentation des créditeurs liés à la construction de la centrale Tretheway Creek.
Les instruments financiers dérivés compris dans le passif courant ont augmenté pour passer de 12,9 M$ au 31 décembre 2013
à 104,1 M$ au 31 décembre 2014, en raison principalement de l'accroissement des contrats à terme sur obligations conclus
pour fixer le taux d'intérêt sur le financement futur pour les Projets en développement et de la diminution des taux d'intérêt de
référence pendant l'exercice. Ces Dérivés à court terme seront financés lors de la clôture des emprunts liés aux projets à long
terme au cours des prochains mois.
La dette à long terme comprise dans le passif courant a augmenté pour passer de 26,6 M$ au 31 décembre 2013 à 33,8 M$
au 31 décembre 2014, en raison principalement de l'ajout de la dette liée aux projets pour SM-1 et d'un appel de liquidités de
Harrison Hydro L.P. auprès de ses commanditaires au deuxième trimestre de 2014.
Comptes de réserve
Les comptes de réserve se composent de la réserve hydrologique/éolienne, établie à la mise en service d'une installation pour
compenser la variabilité des flux de trésorerie liée aux fluctuations des régimes hydrologique ou éolien et à d'autres événements
imprévisibles, et de la réserve pour réparations majeures, établie afin d'assurer le financement préalable de réparations majeures
qui peuvent être nécessaires pour maintenir la capacité de production de la Société. Les comptes de réserve de la Société
s'élevaient à 41,3 M$ au 31 décembre 2014, comparativement à 47,6 M$ au 31 décembre 2013. La diminution découle
principalement du remplacement de certaines réserves par des lettres de crédit dont les coûts sont moins élevés.
La disponibilité des fonds des comptes de la réserve hydrologique/éolienne et de la réserve pour réparations majeures peut
être soumise à des restrictions découlant de conventions de crédit.
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. La Société possédait des immobilisations corporelles de 1 896 M$ au 31 décembre 2014, comparativement
à 1 583 M$ au 31 décembre 2013. Cette augmentation découle principalement de la construction en cours des projets Upper
Lillooet River, Boulder Creek et Tretheway Creek, du retrait du projet Big Silver Creek des frais de développement de projets
et de sa construction en cours et de l'ajout de la centrale hydroélectrique SM-1 acquise en juin 2014. L'augmentation a été
partiellement contrebalancée par l’amortissement.
Immobilisations incorporelles
Les immobilisations incorporelles comprennent différents contrats d'achat d'électricité, 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 487,3 M$ au 31 décembre 2014, comparativement à 466,1 M$ au 31 décembre 2013. Cette
augmentation découle principalement du retrait de 23,2 M$ des frais de développement de projets du projet Big Silver Creek
et de leur intégration aux immobilisations incorporelles maintenant que la construction est commencée, et de l'ajout
d'immobilisations incorporelles de 19,2 M$ liées à la centrale hydroélectrique SM-1 acquise en juin 2014. L'augmentation a
été partiellement contrebalancée par l'amortissement.
Frais de développement de projets
Les frais de développement de 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 2014,
les frais de développement de projets de la Société se chiffraient à 61,0 M$, comparativement à 81,6 M$ au 31 décembre
2013. La diminution découle principalement du retrait du projet Big Silver Creek des frais de développement de projets et de
son intégration aux immobilisations corporelles et aux immobilisations incorporelles maintenant que la construction est
commencée, facteur qui a été contrebalancé partiellement par les activités de préconstruction pour le projet Mesgi'g Ugju's'n.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 26
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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 2014, la Société avait des participations de 14,5 M$ dans des
coentreprises (24,6 M$ au 31 décembre 2013). Cette diminution de 10,1 M$ tient compte de la comptabilisation d'une distribution
et du remboursement d'un investissement en capitaux propres au niveau de la coentreprise. Se reporter à la rubrique
« Participations dans des coentreprises » pour un complément d'information.
Autres actifs non courants
Les autres actifs non courants comprennent les dépôts de garantie, les placements et les prêts à des tiers. Au 31 décembre 2014,
les autres actifs non courants s'élevaient à 5,8 M$, comparativement à 33,2 M$ au 31 décembre 2013. La diminution découle
principalement du remboursement de 25,0 M$ du prêt au vendeur de SM-1, majoré des intérêts courus, en même temps que
la conclusion de l'acquisition de la centrale hydroélectrique SM-1 en juin 2014.
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
son financement par emprunt et son exposition au risque de hausse du taux de change pour ses achats d'équipement. La
Société ne détient ni n’émet de Dérivés à des fins de spéculation. Depuis octobre 2014, la Société utilise la comptabilité de
couverture dans le traitement des nouveaux instruments financiers dérivés, afin d'atténuer les fluctuations du résultat net
découlant des profits latents ou des pertes latentes sur ces instruments pendant une période donnée. En vertu de la comptabilité
de couverture, la plupart des profits latents ou des pertes latentes sur les Dérivés qui découlent d'une diminution ou d'une
augmentation du taux d'intérêt de référence seront comptabilisés dans les autres éléments du résultat global, tandis que seule
la portion du profit latent ou de la perte latente liée à « l'inefficacité » du Dérivé sera comptabilisée en résultat net.
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 510,8 M$ au 31 décembre 2014. Par conséquent, au 31 décembre 2014, les swaps de taux d’intérêt
liés à l’encours des dettes, combinés aux emprunts à taux fixe de 981,3 M$ et au montant de 80,0 M$ au titre des débentures
convertibles, signifient que 91 % 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 535,0 M$ (340,0 M$ au 31 décembre 2013) pour les Projets
en développement Upper Lillooet River, Boulder Creek, Big Silver Creek et Mesgi'g Ugju's'n. 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 liée aux projets. En septembre 2014, la Société
a conclu un financement de 92,9 M$ pour le projet hydroélectrique Tretheway Creek. Le règlement simultané des contrats à
terme sur obligations pour Tretheway Creek a donné lieu à une perte réalisée sur instruments financiers dérivés de 8,4 M$.
Cette perte découle d'une baisse des taux d'intérêt de référence entre la date à laquelle les contrats ont été conclus (en août
et septembre 2013) et la date de règlement (le 30 septembre 2014) et est compensée par un taux d'intérêt fixe peu élevé de
4,99 % pour ce prêt d'une durée de 40 ans. Au 31 décembre 2014, les Dérivés qui seront réglés à la clôture des financements
de projets avaient une valeur de marché négative de 90,5 M$.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 27
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Instruments financiers dérivés sur les taux d'intérêt en
cours
Échéance
Option de
résiliation
anticipée
31 décembre
2014
31 décembre
2013
Contrats pour lesquels la comptabilité de couverture n'est pas utilisée
Contrats à terme sur obligations aux taux de 2,74 % à 3,32 %
(3,04 % à 3,27 % en 2013)
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 4,93 %, 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
Total partiel
2015
2015
2016
2018
2026
2027
2030
2030
2031
2035
2041
Aucune
Aucune
Aucune
Aucune
Aucune
Aucune
Aucune
2016
2016
2025
2016
535 000
15 000
3 000
82 600
49 718
37 506
93 511
27 485
43 360
100 463
19 313
1 006 956
40 000
1 046 956
340 000
15 000
3 000
82 600
52 539
39 807
97 723
28 803
45 417
102 818
19 591
827 298
—
827 298
Contrat pour lequel la comptabilité de couverture est utilisée
Swaps de taux d'intérêt aux taux de 2,30 % à 2,33 %
Total
2024
2019
Les contrats de change à terme permettent à la Société d'éliminer le risque de hausses du taux de change dans le cadre des
achats d'équipement prévus pour ses Projets en développement dans des monnaies autres que le dollar canadien. En date
du présent rapport de gestion, la Société avait conclu des contrats de change à terme en euros totalisant 78,4 M$ (néant au
31 décembre 2013) afin d'éliminer l'incidence du risque d'appréciation de l'euro par rapport au dollar canadien sur ses achats
d'équipement pour le projet Mesgi'g Ugju's'n. Ces contrats viendront à échéance en 2015, ce qui donnera lieu à un profit ou
une perte réalisé sur instruments financiers dérivés qui servira à contrebalancer l'augmentation ou la diminution des coûts de
l'équipement pour le projet.
Instruments financiers dérivés sur le change en cours
Échéance
Option de
résiliation
anticipée
31 décembre
2014
31 décembre
2013
Contrats de change à terme, 1,43CAD/Euro
2015
Aucune
78 400
—
Les Dérivés avaient une valeur négative nette de 145,8 M$ au 31 décembre 2014 (valeur négative de 24,4 M$ au
31 décembre 2013). Cette variation est principalement attribuable à une diminution des taux d'intérêt de référence depuis la
fin de 2013. L'incidence estimée d'une hausse de 0,1 % des taux d'intérêt correspondrait à une diminution de 14,6 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 14,9 M$ du passif lié aux dérivés sur taux d'intérêt. En outre, l'incidence estimée d'une hausse de 0,1 % de
la valeur du dollar canadien par rapport à l'euro correspondrait à une diminution de 0,8 M$ du passif lié au taux de change.
En revanche, une diminution de 0,1 % de la valeur du dollar canadien par rapport à l'euro correspondrait à une augmentation
de 0,8 M$ du passif lié au taux de change. Ces chiffres ne tiennent pas compte de l'incidence des dérivés utilisés pour couvrir
les emprunts des coentreprises de la Société. Pour un complément d'information sur l'incidence des instruments financiers
dérivés utilisés dans les coentreprises de la Société, se 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.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 28
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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 2014, tous les contrats à terme sur obligations, swaps de taux d'intérêt et contrats de change à
terme étaient comptabilisés au passif et des primes de crédit de 0,63 % à 2,37 % ont été ajoutées aux taux d'actualisation.
Les valeurs ajustées en fonction de la qualité du crédit estimées des Dérivés sont soumises aux variations des primes de crédit
d’Innergex et de ses contreparties.
Au 31 décembre 2014, la juste valeur marchande des instruments financiers dérivés relatifs à certains CAÉ conclus avec
Hydro-Québec était positive à 5,4 M$ (6,6 M$ au 31 décembre 2013). 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 mis en place et qui seront utilisés pour financer les projets actuellement en construction ou en développement
de la Société. Au 31 décembre 2014, la Société avait des charges à payer liées à l’acquisition d’actifs à long terme de
25,3 M$ (9,9 M$ au 31 décembre 2013). L'augmentation de 15,5 M$ découle principalement des charges à payer liées aux
projets Boulder Creek, Upper Lillooet River et Big Silver Creek actuellement en construction, partiellement contrebalancées
par le retrait des charges liées au projet Tretheway Creek, maintenant que le financement pour ce projet a été obtenu.
Dette à long terme
Au 31 décembre 2014, la dette à long terme s'établissait à 1 645 M$ (1 340 M$ au 31 décembre 2013). Cette augmentation
de 304,2 M$ découle principalement de l'ajout des emprunts de 78,3 M$ liés à SM-1, de l'ajout de la dette de 92,9 M$ liée au
projet Tretheway Creek et des prélèvements sur la facilité à terme de crédit rotatif destinés à financer les coûts de construction
des projets Upper Lillooet River, Boulder Creek et Big Silver Creek et les coûts de développement préalables à la construction
du projet Mesgi'g Ugju's'n jusqu'à ce que le financement lié à chacun de ces projets ait été obtenu et que les emprunts au titre
de la facilité à terme de crédit rotatif puissent être remboursés. L'augmentation a été partiellement contrebalancée par les
remboursements prévus de la dette liée aux projets et la réduction des prélèvements sur la facilité à terme de crédit rotatif qui
a fait suite au remboursement du prêt de 25,0 M$ au vendeur de SM-1, majoré des intérêts courus de 3,5 M$.
Depuis le début de l’exercice 2014, 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, à l'exception de la centrale Rutherford Creek, qui
a versé une distribution à la Société bien qu'elle ne satisfasse pas l'un de ses ratios financiers. Le montant a été par la suite
remboursé et n'a constitué à aucun moment un cas de défaut. Si elles n’étaient pas respectées, certaines conditions financières
et non financières stipulées dans les conventions de crédit ou actes de fiducie-sûreté 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 2014 – 29
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Encours de la dette à long terme
Avances au taux préférentiel
Acceptations bancaires
Avances au taux LIBOR, 13 900 $ US
Facilité à terme de crédit rotatif
Prêts à terme
Harrison Hydro Limited Partnership, prêt à terme
Hydro-Windsor, taux fixe
Fitzsimmons Creek, taux variable
Magpie, taux fixe
Magpie, débenture ne portant pas intérêt
Montagne-Sèche, taux variable
Rutherford Creek, taux fixe
Magpie, taux fixe
Ashlu Creek, taux variable
SM-1, taux fixe
L’Anse-à-Valleau, taux variable
Carleton, taux variable
Stardale, taux variable
Magpie, taux fixe
Kwoiek Creek, taux fixe
Northwest Stave River, taux fixe
Kwoiek Creek, emprunt à terme subordonné, taux fixe
Tretheway Creek, taux fixe
SM-1, débenture subordonnée à taux fixe
Autres prêts
Obligations
Centrales de Harrison Hydro L.P., rendement réel
Centrales de Harrison Hydro L.P., taux fixe
Centrales de Harrison Hydro L.P., rendement réel
Dette liée aux projets
Frais de financement différés
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
Notes explicatives :
Taux
d'intérêt
effectif
global
4,85 %
8,25 %
3,98 %
2,33 %
5,30 %
5,97 %
6,88 %
6,16 %
6,14 %
3,30 %
6,03 %
5,41 %
5,79 %
4,37 %
5,08 %
5,30 %
10,07 %
4,99 %
8,00 %
Exercices clos le 31 décembre
Échéance Note
2014
2019
2019
2019
2015
2016
2016
2017
2017
2021
2024
2025
2025
2025
2026
2027
2030
2031
2052
2053
2054
2064
2017-2019
i)
ii)
iii)
iv)
v)
vi)
vii)
viii)
ix)
x)
xi)
xii)
xiii)
xiv)
xv)
xvi)
xvii)
xviii)
xix)
xx)
20
321 880
16 125
338 025
1 750
2 145
21 430
850
1 094
27 485
42 677
5 262
96 695
35 899
38 716
48 997
101 643
54 452
168 500
71 972
3 662
92 916
42 401
136
2013
20
170 480
14 784
185 284
—
3 186
21 791
1 156
1 399
28 803
45 757
5 497
98 822
—
41 188
51 712
106 220
56 566
168 500
71 972
3 662
—
—
116
5,77 %
6,61 %
6,84 %
2049
2049
2049
xxi)
xxii)
xxiii)
225 014
209 485
27 820
1 321 001
223 049
211 681
27 031
1 168 108
(14 427)
(13 025)
1 644 599
(33 799)
1 610 800
1 340 367
(26 649)
1 313 718
i) Une facilité à terme de crédit rotatif de 475,0 M$, garantie par une hypothèque de premier rang portant sur 12 éléments
d’actif d’Innergex et par diverses sûretés fournies par certaines de ses filiales. En novembre 2014, la Société a
temporairement augmenté la facilité de 425,0 M$ à 475,0 M$, jusqu'au 30 juin 2015. La facilité viendra à échéance en
2019 et elle n’est pas amortie. Les avances accordées en vertu de cette facilité prennent la forme d’acceptations bancaires,
d’avances au taux préférentiel, d’avances au taux de base aux États-Unis, d’avances au taux LIBOR ou de lettres de
crédit. Quelle que soit la forme prise par les avances, l’intérêt est fonction du taux de référence en vigueur, majoré d’une
marge établie en fonction du ratio dette de premier rang consolidée ajustée / BAIIA ajusté d’Innergex. Au 31 décembre
2014, un montant de 338,0 M$ était exigible en vertu de cette facilité et un montant de 31,1 M$ était engagé pour l’émission
de lettres de crédit; la portion inutilisée et disponible de la facilité à terme de crédit rotatif était donc de 105,9 M$. La valeur
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 30
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
comptable des actifs de la Société et des filiales donnés en garantie aux termes de cette facilité totalise 803,3 M$ environ.
Au 31 décembre 2014, le taux d’intérêt global était de 4,85 % après comptabilisation des swaps de taux d’intérêt;
ii) des prêts à terme de 3,5 M$ venant à échéance en 2015 consentis par les partenaires de Harrison Hydro Limited
Partnership. Les prêts des partenaires s'établissaient à 1,75 M$ au 31 décembre 2014. Le prêt de la Société, qui
s'établissait à 1,75 M$, a été éliminé au moment de la consolidation. Les prêts ne portent pas 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 $. Les remboursements
de capital sont fixés à 1,1 M$ $ pour 2015. Le prêt porte intérêt à un taux fixe effectif de 8,25 %;
iv) 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 295 $ pour 2015. Le prêt porte intérêt au taux des acceptations bancaires majoré d’une marge applicable. Au
31 décembre 2014, le taux d’intérêt effectif global était de 3,98 % après comptabilisation des swaps 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 288 $ pour 2015. 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 remboursable 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 à terme sans recours venant à échéance en 2021 garanti par la participation de 38 % de la Société dans le parc
éolien Montagne Sèche. En mai 2014, la convention de crédit a été modifiée afin de prolonger le prêt jusqu'en 2021 et
de réduire la marge applicable. 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 1,4 M$ pour 2015. Le prêt porte intérêt au taux
des acceptations bancaires majoré d’une marge applicable. Au 31 décembre 2014, le taux d’intérêt effectif global était de
5,97 % après comptabilisation du swap de taux d’intérêt;
viii) 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 $.
Les remboursements de capital sont fixés à 3,3 M$ pour 2015. Le prêt porte intérêt à un taux fixe de 6,88 %;
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 15 ans échéant en 2025 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 2,5 M$ pour 2015. Le prêt porte intérêt au taux des acceptations bancaires ou au taux préférentiel majoré d’une marge
applicable. Au 31 décembre 2014, le taux d’intérêt effectif global était de 6,14 % après comptabilisation des swaps de taux
d’intérêt;
xi) un prêt à terme de 30,8 M$ venant à échéance en 2025 garanti par la centrale hydroélectrique SM-1 acquise en juin 2014.
Le prêt est remboursable par des versements combinés mensuels de capital et d'intérêts de 360 $, qui augmentent au
cours des années. Les remboursements de capital sont fixés à 2,3 M$ pour 2015. Le prêt a été comptabilisé à sa juste
valeur de marché de 37,5 M$ à la date de l'acquisition de SM-1 et porte intérêt à un taux fixe effectif de 3,30 %;
xii) 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 2,6 M$ pour 2015. Le prêt porte intérêt au taux des acceptations bancaires
majoré d’une marge de crédit applicable. Au 31 décembre 2014, le taux d’intérêt global était de 6.03 % après comptabilisation
du swap de taux d’intérêt;
xiii) 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 à compter du 26 juin 2013, et sont fixés à 3,2 M$ pour
2015. Le prêt porte intérêt au taux des acceptations bancaires majoré d’une marge applicable. Au 31 décembre 2014, le
taux d’intérêt effectif global était de 5,41 % après comptabilisation des swaps de taux d’intérêt;
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 31
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
xiv) 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 4,8 M$ pour 2015. Le prêt porte intérêt au taux des acceptations bancaires majoré d’une marge de crédit applicable. Au
31 décembre 2014, le taux d’intérêt effectif global était de 5,79 %;
xv) un prêt sans recours de 49,3 M$ venant à échéance en 2031 garanti par la centrale hydroélectrique Magpie acquise en
juillet 2013. Le prêt est remboursable par des versements combinés mensuels d’intérêts et de capital de 379 $. Les
remboursements de capital sont fixés à 1,6 M$ pour 2015. 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 %;
xvi) un prêt à terme pour la construction sans recours de 168,5 M$ venant à échéance en 2052 garanti par la centrale
hydroélectrique Kwoiek Creek. Il a été converti en un prêt à terme en février 2015 et sera amorti sur une période de
36 ans se terminant en 2052. Le prêt porte intérêt à un taux fixe de 5.08 %;
xvii) un prêt à terme pour la construction sans recours de 72,0 M$ venant à échéance en 2053 garanti par la centrale
hydroélectrique Northwest Stave River. Il a été converti en un prêt à terme en février 2015 et sera amorti sur une période
de 35 ans se terminant en 2053. Le prêt porte intérêt à un taux fixe de 5.30 %;
xviii) 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 consenti par le partenaire à
KCRLP s'élevait à 3,7 M$ au 31 décembre 2014. 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 56,7 M$ au 31 décembre 2014.
Ces prêts portent intérêt à un taux de 10,07 %;
xix) un prêt de construction et à terme sans recours de 92,9 M$ pour le projet hydroélectrique Tretheway Creek. Le prêt sera
converti en un prêt à terme de 40 ans après la mise en service de la centrale et commencera à être amorti sur une période
de 35 ans, à partir de la sixième année. Le prêt porte intérêt à un taux fixe de 4,99 %;
xx) une débenture subordonnée de 42,4 M$ venant à échéance en 2064 émise au Régime de rentes du Mouvement Desjardins
par la Société en commandite SM-1, propriétaire de la centrale hydroélectrique SM-1. La débenture n'a pas de calendrier
de remboursement déterminé. Le produit initial lors de l'acquisition de la centrale hydroélectrique SM-1 s'établissait à
40,9 M$. En décembre 2014, un montant supplémentaire de 1,5 M$ a été souscrit pour financer le programme
d'améliorations des immobilisations récemment achevé à cette centrale. La débenture porte intérêt à un taux fixe de 8,0 %;
xxi) une obligation à rendement réel de premier rang échéant en 2049 garantie par les centrales de Harrison Hydro L.P.
L’obligation est remboursable au moyen de versements combinés semestriels de capital et d’intérêts totalisant 5,8 M$,
avant un ajustement selon l’IPC (6,5 M$ après l'ajustement selon l'IPC en 2014). Le 1er décembre 2031, le montant du
paiement diminue à 4,5 M$, avant un ajustement selon l’IPC. Les remboursements de capital sont fixés à 5,5 M$, compte
tenu de l'ajustement selon l'IPC pour 2015. 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 2014, le taux d’intérêt effectif global était de 5,77 %;
xxii) une obligation à taux fixe de premier rang échéant en 2049 garantie par les centrales de Harrison Hydro L.P. 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 3,1 M$ pour 2015. L’obligation
porte intérêt à un taux fixe effectif de 6,61 %;
xxiii) une obligation à rendement réel de second rang échéant en 2049 garantie par les centrales de Harrison Hydro L.P., mais
prenant rang après les obligations décrites en xxi) et xxii). Les paiements d'intérêts trimestriels s'établissent à 291 $, avant
un ajustement selon l'IPC (328 $ après l'ajustement selon l'IPC en 2014). 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 $, avant
l'IPC. L’obligation porte intérêt à un taux fixe ajusté selon un ratio d’inflation ainsi qu’un intérêt compensatoire au titre de
l’inflation. Les deux ajustements en fonction de l’inflation sont fondés sur l’IPC, non désaisonnalisé. Au 31 décembre 2014,
le taux d’intérêt effectif global était de 6,84 %.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 32
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Débentures convertibles
Le 16 mars 2010, la Société a émis les Débentures convertibles représentant un notionnel total de 80,5 M$. Au
31 décembre 2014, la composante passif des débentures convertibles s’établissait à 80,0 M$ et la composante capitaux
propres à 1,3 M$ (79,8 M$ et 1,3 M$ respectivement au 31 décembre 2013).
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.
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.
Le 15 janvier 2016 et tous les cinq ans par la suite, les porteurs d’actions privilégiées de série A auront le droit de convertir la
totalité ou une partie de leurs 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. 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.
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 A et les actions privilégiées de série C sont notées P-3 par S&P.
Pour de plus amples renseignements au sujet des Actions privilégiées de série A, veuillez vous reporter au prospectus simplifié
daté du 7 décembre 2010; pour de plus amples renseignements au sujet des Actions privilégiées de série C, veuillez vous
reporter au prospectus simplifié daté du 4 décembre 2012, tous deux accessibles sur le site Web d’Innergex à www.innergex.com
et sur le site Web SEDAR à www.sedar.com.
Capitaux propres
Au 31 décembre 2014, les capitaux propres de la Société totalisaient 562,2 M$, y compris des participations ne donnant pas
le contrôle de 47,4 M$, comparativement à 665,9 M$, y compris des participations ne donnant pas le contrôle de 81,4 M$, au
31 décembre 2013. La diminution de 103,7 M$ du total des capitaux propres découle essentiellement de la comptabilisation
d'une perte nette de 84,4 M$ et des dividendes de 66,7 M$ déclarés sur les actions privilégiées et ordinaires, partiellement
contrebalancés par l'émission en faveur du vendeur de SM-1 de 4 027 051 actions ordinaires de la Société à un prix de 10,36 $
l'action ordinaire en juin 2014, aux fins du paiement de l'acquisition de la centrale hydroélectrique SM-1 et dont le produit net
total s'établissait à 41,7 M$.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 33
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Obligations contractuelles
Au 31 décembre 2014
Dette à long terme, y compris les débentures
convertibles
Intérêts sur la dette à long terme et les
débentures convertibles
Autres
Obligations d'achat (contractuelles)1
Total des obligations contractuelles
Total
Moins d'un an
1 à 3 ans
4 à 5 ans
Par la suite
1 786 157
34 170
169 156
413 421
1 169 410
1 456 248
18 115
558 858
3 819 378
89 445
1 950
292 419
417 984
167 851
2 919
221 970
561 896
144 150
1 843
3 895
563 309
1 054 802
11 403
40 574
2 276 189
1. Les obligations d’achat proviennent principalement de contrats d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction.
Éventualités
Une acquisition réalisée en 2011 prévoit le paiement potentiel de sommes supplémentaires aux vendeurs sur une période qui
commence à la date d’acquisition et se termine au quarantième anniversaire du début de l'exploitation commerciale du dernier
projet en cours de développement (ou le 4 avril 2061 si cette date est antérieure). Les paiements reportés visent effectivement
à assurer un partage potentiel de la valeur créée si les projets obtiennent un rendement supérieur aux attentes de la Société
et qu’ils donnent lieu à une augmentation de la valeur pour la Société, déduction faite de ces paiements. Le montant total
maximal de l’ensemble des paiements reportés dans le cadre de cette acquisition ne peut être supérieur à la valeur actualisée
de 35,0 M$ 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. En 2014, la Société n'a pas eu à verser de contrepartie
conditionnelle dans le cadre de cette acquisition.
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.
Arrangements hors bilan
Au 31 décembre 2014, la Société avait émis des lettres de crédit pour un montant total de 43,3 M$ afin de s’acquitter de ses
obligations au titre des divers CAÉ et d’autres ententes. De ce montant, 31,1 M$ ont été émis en vertu de sa facilité à terme
de crédit rotatif et le reste, en vertu des facilités de crédit sans recours pour les projets. À cette date, Innergex a également
émis des garanties de société pour un montant total de 11,0 M$ en vue de soutenir la construction du parc éolien Gros-Morne
et la performance de la centrale hydroélectrique Brown Lake.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 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 d'exploitation, la Société utilise comme indicateur de rendement clé les flux de trésorerie disponibles
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 d'exploitation avant les variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement d'exploitation, moins les
dépenses en immobilisations liées à l’entretien déduction faite des produits de cession, 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; elle ajoute également les entrées de trésorerie perçues par Harrison
Hydro L.P. pour des services de transmission devant être fournis à d'autres installations appartenant à la Société tout au long
de leur CAÉ. 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) 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 d'exploitation
Ajouter (Déduire) les éléments suivants :
Variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement
d'exploitation
Dépenses en immobilisations liées à l'entretien, déduction faite
des produits de cession
Remboursements prévus de capital sur la dette
Flux de trésorerie disponibles attribués aux participations ne
donnant pas le contrôle1
Dividendes déclarés sur actions privilégiées
Entrées de trésorerie pour les services de transmission fournis
par Harrison Hydro L.P. à d'autres installations2
Ajuster compte tenu des éléments suivants :
Coûts de transaction liés aux acquisitions réalisées
Pertes réalisées sur instruments financiers dérivés
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 devant être payés en
espèces3
Ratio de distribution - compte tenu de l'incidence du RRD
Exercices clos le 31 décembre
2014
2013
2012
(retraité)4
87 578
122 286
60 907
13 218
(2 851)
(29 190)
(4 865)
(7 125)
2 092
521
8 366
67 744
59 549
88%
49 358
73%
(30 283)
(2 441)
(26 520)
(5 453)
(7 391)
4 916
609
3 259
58 982
54 967
93%
36 982
63%
(601)
(2 788)
(19 996)
(5 666)
(4 250)
—
2 164
14 127
43 897
50 693
115%
47 758
109%
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. Les montants de 2,1 M$ et 4,9 M$ ont été reçus par Harrison Hydro L.P. au titre des services de transmission devant être fournis aux
centrales Tretheway Creek et Northwest Stave River, respectivement; une tranche de 49,99 % de ces montants a été prise en compte dans
les Flux de trésorerie disponibles attribués aux participations ne donnant pas le contrôle.
3. Représente les dividendes déclarés sur les actions ordinaires en circulation qui n'étaient pas enregistrées en vertu du RRD au moment de
la déclaration; les dividendes déclarés sur les actions ordinaires enregistrées en vertu du RRD ont été payés sous forme d'actions ordinaires.
4. Les états financiers de 2012 ont été retraités suite à l'adoption en 2013 de la norme IFRS 11 « Partenariats ».
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 35
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, la Société a généré des Flux de trésorerie disponibles de 67,7 M$, comparativement
à 59,0 M$ pour la même période l'an dernier. Cette augmentation est attribuable principalement à l'accroissement du BAIIA
ajusté, partiellement contrebalancé par la hausse des charges financières.
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 2014, les dividendes sur actions ordinaires déclarés par la Société ont correspondu à 88 %
des Flux de trésorerie disponibles, comparativement à 93 % pour la période de 12 mois correspondante précédente. La variation
positive est principalement attribuable à l'augmentation des Flux de trésorerie disponibles expliquée plus haut, qui a plus que
contrebalancé l'augmentation des dividendes découlant du nombre plus élevé d'actions ordinaires en circulation en vertu du
RRD et de l'émission de 4 027 051 actions ordinaires de la Société en juin 2014 aux fins du paiement de l'acquisition de la
centrale hydroélectrique SM-1.
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 charges 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. Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, la Société a
engagé des charges liées aux Projets potentiels de 5,7 M$, comparativement à 4,2 M$ pour l'exercice précédent. Cette
augmentation de 36 % est surtout attribuable à l'appel d'offres récent au Québec et à l'appel d'offres en cours en Ontario. Sans
tenir compte de ces charges discrétionnaires, le Ratio de distribution de la Société serait inférieur d'environ 7 % pour l'exercice
clos le 31 décembre 2014 et d'environ 6 % pour l'exercice précédent.
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 d'exploitation une fois
ces projets mis en service, du financement lié à ces projets que la Société entend obtenir et des capitaux propres supplémentaires
provenant du RRD.
Le 24 février 2015, le Conseil d'administration a augmenté de 0,60 $ à 0,62 $ 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 33 Installations en exploitation ayant une puissance installée nette
de 687 MW (puissance installée brute de 1 194 MW) et une production moyenne à long terme consolidée annualisée de 3 050
GWh. La Société poursuit également le développement de cinq Projets en développement au moyen de contrats d’achat
d’électricité.
Perspectives pour 2015
Électricité produite (GWh)
Produits
BAIIA ajusté
Nombre d'installations en exploitation
Puissance installée nette (MW)
PMLT consolidée, annualisée (GWh)
2015
approx. +3-5 %
approx. +3-5 %
+1 %
approx.
34
708
3 130
2014
2 962 +24 %
241 834 +22 %
179 562 +21 %
2013
2 382 +13 %
198 259 +12 %
148 916 +11 %
33
687
3 050
32
672
2 883
L'augmentation de la puissance installée et du nombre d'installations en exploitation en 2015 tient compte de la mise en service
prévue de la centrale hydroélectrique Tretheway Creek avant la fin de l'année. Les hausses prévues de la production et des
produits reflètent des niveaux de production en phase avec la moyenne à long terme ainsi que l'apport sur un exercice complet
de la centrale hydroélectrique SM-1 acquise en juin 2014. L'augmentation plus modeste du BAIIA ajusté tient compte d'un
accroissement important des charges liées aux Projets potentiels prévues du fait que la Société financera son expansion sur
des marchés cibles à l'échelle internationale.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 36
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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.
Puissance installée brute et nette (MW)
PMLT consolidée annualisée
En date du rapport
de gestion À compter de 2017
2 334,9
676,5
38,2
3 049,5
2 982,2
1 191,5
37,6
4 211,3
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$)
Puissance installée prévue
La Société estime que la puissance installée fournit une bonne
indication de la taille et de l’ampleur de ses activités. La
Société prévoit qu’une fois les cinq Projets en développement
actuels mis en service, sa puissance installée nette passera
de 687 MW (puissance installée brute de 1 194 MW) en date
du présent rapport de gestion à 895 MW (puissance installée
brute de 1 513 MW) à la fin de 2016, soit une augmentation
de 30 % (27 % selon la puissance installée brute). La
puissance installée nette tient compte du fait que la Société
ne détient pas entièrement certaines de ses Installations en
exploitation. La puissance installée englobe les installations
Umbata Falls et Viger-Denonville qui sont traitées comme des
coentreprises et sont comptabilisées selon la méthode de la
mise en équivalence.
Production moyenne à long terme (PMLT)
La comparaison de la production d’électricité réelle et de la
PMLT prévue pour chaque installation représente un
indicateur de rendement clé. La Société prévoit qu’une fois
les cinq Projets en développement actuels mis en service, sa
PMLT consolidée annualisée passera de 3 050 GWh en date
du présent rapport de gestion à 4 211 GWh à compter de
2017, soit une augmentation de 38 %. La PMLT consolidée
est présentée conformément aux règles de comptabilisation
des produits selon les IFRS et exclut les installations Umbata
Falls et Viger-Denonville qui sont traitées comme des
coentreprises et sont comptabilisées selon la méthode de la
mise en équivalence.
BAIIA ajusté prévu
Le BAIIA ajusté généré est un indicateur de rendement clé
pour la Société. Elle prévoit qu’une fois les cinq Projets en
développement actuels mis en service, le BAIIA ajusté
annualisé généré sera d'environ 295,0 M$ à compter de 2017
(puis ajusté pour tenir compte d’une composante d’inflation
par la suite), comparativement à 179,6 M$ en 2014. Cette
augmentation représente un taux de croissance annuel
composé de l'ordre de 18 % pour la période 2014-2017. 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$.
Il convient de noter que le BAIIA ajusté ne tient pas compte
de l'impact des paiements d'intérêt et de principal sur les
dettes actuelles de la Société, ni du financement par le biais
de dettes liées aux projets qu'elle entend mettre en place pour
financer la construction des cinq Projets en développement.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 37
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Flux de trésorerie disponibles (M$)
Flux de trésorerie disponibles prévus
Les Flux de trésorerie disponibles générés par ses activités
d'exploitation et pouvant être distribués aux porteurs d'actions
ordinaires et être réinvestis pour financer sa croissance
représentent un autre indicateur de rendement clé pour la
Société. Elle prévoit qu’une fois les cinq Projets en
développement actuels mis en service, elle générera des Flux
de trésorerie disponibles de l'ordre de 95,0 M$ en 2017,
comparativement à 67,7 M$ en 2014. Cette augmentation,
qui représente un taux de croissance annuelle composé de
12 % pour la période 2014-2017, tiendra compte des flux de
trésorerie générés par les 38 Installations en exploitation de
la Société à ce moment, une fois pris en compte les dépenses
en immobilisations pour l'entretien, les remboursements
prévus de capital sur la dette, les dividendes sur actions
privilégiées et la partie des Flux de trésorerie disponibles
attribuée aux participations ne donnant pas le contrôle.
Pour un complément d'information sur les principales
hypothèses utilisées pour établir les prévisions financières et
les principaux risques et les principales incertitudes qui s'y
Information
rattachent, se
prospective ».
rubrique «
reporter à
la
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 38
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 2014, la Société avait des participations dans 25 centrales hydroélectriques, six parcs éoliens et un parc
solaire au Canada et une centrale hydroélectrique aux États-Unis. Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, la centrale
hydroélectrique Horseshoe Bend située aux États-Unis a généré des produits de 3,4 M$ (3,0 M$ en 2013), ce qui représente
un apport de 1,4 % (1,5 % en 2013) aux produits consolidés de la Société pour cette période. L'augmentation est principalement
attribuable aux débits d'eau supérieurs et aux prix de vente plus élevés par rapport à la même période l'an dernier.
Secteurs opérationnels
Au 31 décembre 2014, 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 et à
d'autres contreparties solvables. 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 2014. 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.
SOMMAIRE DES RÉSULTATS
D'EXPLOITATION
Exercice clos le 31 décembre 2014
Production (MWh)
Produits
Charges :
Charges d'exploitation
Frais généraux et administratifs
Charges liées aux Projets potentiels
BAIIA ajusté
Exercice clos le 31 décembre 2013
Production (MWh)
Produits
Charges :
Charges d'exploitation
Frais généraux et administratifs
Charges liées aux Projets potentiels
BAIIA ajusté
Production
hydroélectrique
2 245 224
171 029
Production
éolienne
677 107
53 971
Production
solaire
40 119
16 834
Aménagement
des
emplacements
Total
— 2 962 450
241 834
—
30 828
8 205
—
131 996
9 538
3 798
—
40 635
1 655 371
126 932
686 380
54 499
22 849
7 373
—
96 710
9 939
2 140
—
42 420
1 146
159
—
15 529
40 069
16 828
1 159
317
—
15 352
—
2 902
5 696
(8 598)
41 512
15 064
5 696
179 562
— 2 381 820
198 259
—
—
1 364
4 202
(5 566)
33 947
11 194
4 202
148 916
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 39
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
SOMMAIRE DES POSTES DE BILAN
Au 31 décembre 2014
Goodwill
Total de l'actif
Total du passif
Ajouts d'immobilisations corporelles au cours
de la période
Au 31 décembre 2013
Goodwill
Total de l'actif
Total du passif
Ajouts d'immobilisations corporelles au cours
de l'exercice
Production
hydroélectrique
8 269
1 752 495
1 241 530
Production
éolienne
—
352 723
238 450
Production
solaire
—
120 957
111 814
Aménagement
des
emplacements
—
489 840
561 996
Total
8 269
2 716 015
2 153 790
123 185
549
161
223 405
347 300
8 269
1 449 527
949 570
—
387 062
248 594
—
128 146
116 085
—
412 339
396 890
8 269
2 377 074
1 711 139
66 581
1 213
100
89 501
157 395
Répartition des produits en 2014
Par région
Par secteur d'exploitation
Secteur de la production hydroélectrique
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, ce secteur a produit 100 % de la PMLT et a dégagé des produits de 171,0 M$,
comparativement à 93 % de la PMLT et à des produits de 126,9 M$ pour la même période l'an dernier. Les débits d'eau ont
varié d'un trimestre à l'autre, mais ont été dans l'ensemble en phase avec la moyenne annuelle au Québec et en Colombie-
Britannique, supérieurs à la moyenne en Ontario et légèrement inférieurs à la moyenne à l'installation aux États-Unis. En
Colombie-Britannique, les précipitations ont été particulièrement abondantes au quatrième trimestre, donnant lieu à des débits
d'eau supérieurs à la moyenne, qui ont contrebalancé les débits inférieurs à la moyenne des trois premiers trimestres.
L'augmentation des produits de 35 % découle principalement de la production conforme à la PMLT, de l'apport sur un exercice
complet de la centrale Magpie acquise en juillet 2013, de l'ajout des centrales Kwoiek Creek et Northwest Stave River mises
en service à la fin de 2013, et de l'ajout de la centrale SM-1, qui a été acquise en juin 2014
L'actif total a augmenté depuis le 31 décembre 2013, en raison principalement de l'accroissement des immobilisations
corporelles lié au transfert de la centrale Kwoiek Creek en provenance du secteur de l'aménagement d'emplacements et de
l'ajout de la centrale SM-1 acquise en juin 2014, partiellement contrebalancés par l'amortissement des immobilisations
corporelles et l'amortissement des immobilisations incorporelles.
Le passif total a augmenté depuis le 31 décembre 2013, en raison principalement du transfert du prêt de Kwoiek Creek en
provenance du secteur de l'aménagement d’emplacements, de l'ajout de la centrale SM-1 et de l'augmentation des instruments
financiers dérivés découlant de la diminution du taux d'intérêt de référence pendant l'exercice, partiellement contrebalancés
par le remboursement prévu de la dette à long terme.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 40
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 2014, le secteur de la production éolienne a produit 100 % de la PMLT et a dégagé des
produits de 54,0 M$, comparativement à 101 % de la PMLT et à des produits de 54,5 M$ pour la même période l'an dernier.
Ce niveau de production découle principalement des régimes de vent en phase avec la moyenne pour l'exercice, les régimes
supérieurs à la moyenne au premier et au troisième trimestres ayant contrebalancé les régimes inférieurs à la moyenne au
deuxième et au quatrième trimestres. Les produits relativement stables découlent principalement du fait que les niveaux de
production ont été semblables à ceux de la même période l'an dernier.
La diminution du total de l'actif depuis le 31 décembre 2013 est principalement attribuable à l'amortissement des immobilisations
corporelles et à l'amortissement des immobilisations incorporelles.
La diminution du total du passif depuis le 31 décembre 2013 est attribuable surtout au remboursement prévu de la dette à long
terme.
Secteur de la production solaire
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, ce secteur a produit 104 % de la PMLT et a dégagé des produits de 16,8 M$,
comparativement à 103 % de la PMLT et à des produits de 16,8 M$ pour la même période l'an dernier. Ce niveau de production
découle principalement des régimes solaires supérieurs à la moyenne enregistrés pendant les trois premiers trimestres, qui
ont contrebalancé les régimes inférieurs à la moyenne au quatrième trimestre. Les produits relativement stables découlent
principalement du fait que les niveaux de production ont été semblables à ceux de la même période l'an dernier.
La diminution du total de l'actif depuis le 31 décembre 2013 est attribuable principalement à l'amortissement des immobilisations
corporelles et à l'amortissement des immobilisations incorporelles.
La diminution du total du passif depuis le 31 décembre 2013 est attribuable principalement au remboursement prévu de la
dette à long terme.
Secteur de l'aménagement d'emplacements
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, les frais d'aménagement d'emplacements se sont établis à 8,6 M$, comparativement
à 5,6 M$ en 2013. L'augmentation est attribuable principalement à la hausse des charges liées aux Projets potentiels découlant
de l'appel d'offres au Québec en 2014 et de l'appel d'offres en cours en Ontario.
La hausse du total de l'actif depuis le 31 décembre 2013 découle principalement des paiements engagés aux fins des coûts
de construction des projets Upper Lillooet River, Boulder Creek, Tretheway Creek et Big Silver Creek et des activités de
préconstruction du projet Mesgi'g Ugju's'n, partiellement contrebalancés par le transfert de la centrale Kwoiek Creek au secteur
de la production hydroélectrique.
La hausse du total du passif depuis le 31 décembre 2013 est attribuable principalement à l'accroissement des instruments
financiers dérivés qui a fait suite à l'achèvement par la Société du programme de couverture destiné à fixer le taux d'intérêt
sur la dette liée à ses Projets en développement et à l'ajout du financement du projet Tretheway Creek, partiellement
contrebalancés par le transfert du prêt pour Kwoiek Creek au secteur de la production hydroélectrique.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 41
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
RENSEIGNEMENTS FINANCIERS TRIMESTRIELS
Périodes de trois mois closes le
(en millions de dollars, sauf indication contraire)
Production (MWh)
Produits
BAIIA ajusté
31 déc. 2014
819 904
68,2
48,7
30 sept. 2014
826 617
66,4
51,7
30 juin 2014
898 722
69,6
53,8
31 mars 2014
417 209
37,6
25,3
Perte nette latente sur instruments financiers dérivés
Perte nette
Perte nette attribuable aux propriétaires de la société
mère
Perte nette attribuable aux propriétaires de la société
mère ($/action – de base et dilué)
Dividendes déclarés sur les actions privilégiées
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires - $/action
(49,6)
(27,6)
(18,9)
(0,21)
1,8
15,1
0,150
(6,9)
(4,5)
(0,7)
(0,02)
1,8
15,1
0,150
(29,1)
(14,2)
(7,8)
(0,10)
1,8
15,0
0,150
(36,0)
(38,1)
(27,4)
(0,30)
1,8
14,4
0,150
Périodes de trois mois closes le
(en millions de dollars, sauf indication contraire)
Production (MWh)
Produits
BAIIA ajusté
31 déc. 2013
496 613
41,4
25,6
30 sept. 2013
706 495
58,0
46,7
30 juin 2013
792 541
63,2
51,3
31 mars 2013
386 171
35,7
25,4
Profit net latent sur instruments financiers dérivés
Bénéfice net (perte nette)
Bénéfice net attribuable aux propriétaires de la société
mère
Bénéfice net attribuable aux propriétaires de la société
mère ($/action – de base et dilué)
Dividendes déclarés sur les actions privilégiées
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires - $/action
11,7
3,4
6,3
0,05
1,8
13,9
0,145
2,4
11,1
10,8
0,09
1,8
13,8
0,145
27,3
31,0
28,3
0,28
1,8
13,7
0,145
3,8
(0,2)
2,8
0,01
2,0
13,6
0,145
La comparaison des résultats des plus récents trimestres illustre la saisonnalité qui est propre aux actifs de la Société : la
production d’électricité, les produits et le BAIIA ajusté varient d’un trimestre à l’autre. Comme la production hydroélectrique
représente 77 % de la PMLT consolidée annualisée 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 d'exploitation, les Flux de trésorerie disponibles
et le Ratio de distribution de la Société.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 42
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
RÉSULTATS DU QUATRIÈME TRIMESTRE
Production d'électricité
Périodes de trois mois
closes le
31 décembre
HYDRO
Québec
Ontario
Colombie-Britannique
États-Unis
Total partiel
ÉOLIEN
Québec
SOLAIRE
Ontario
Total
2014
2013
Production
(MWh)1
PMLT
(MWh)
Production
en % de la
PMLT
Prix
moyen
($/MWh)2
Production
(MWh)1
PMLT
(MWh)
Production
en % de la
PMLT
Prix
moyen
($/MWh)2
184 296
26 256
404 151
2 752
617 455
181 486
21 212
264 831
5 223
472 752
102%
124%
153%
53%
131%
77,77
70,28
83,86
78,64
81,44
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
197 162
207 276
95%
79,75
197 884
207 276
95%
79,38
5 286
5 824
91%
420,00
5 861
5 866
819 903
685 852
120%
83,22
496 613
608 787
100%
82%
420,00
83,29
1. 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 la période de trois mois close le 31 décembre 2014, les installations de la Société ont produit 820 GWh, soit 120 % par
rapport à la PMLT de 686 GWh. Dans l'ensemble, les centrales hydroélectriques ont produit 131 % de leur PMLT, en raison
principalement des débits d'eau supérieurs à la moyenne en Colombie-Britannique et en Ontario. Les niveaux de production
à la centrale aux États-Unis ont été affectés par des débits d'eau inférieurs à la moyenne, de même que par la fermeture de
l'installation pendant un mois, qui était prévue, pour inspecter et désensabler le bassin sédimentaire. Dans l'ensemble, les
parcs éoliens ont produit 95 % de leur PMLT, en raison des régimes de vent inférieurs à la moyenne. Le parc solaire Stardale
a produit 91 % de sa PMLT, en raison surtout du régime solaire inférieur à la moyenne.
Résultats financiers
Produits
Pour la période de trois mois close le 31 décembre 2014, la Société a enregistré des produits de 68,2 M$, comparativement
à 41,4 M$ en 2013, en raison principalement des débits d'eau supérieurs à la moyenne en Colombie-Britannique, en
comparaison de débits d'eau inférieurs à la moyenne pour la même période l'an dernier, ainsi que de l'ajout des centrales
Kwoiek Creek et Northwest Stave River, mises en service à la fin de 2013, et de celui de la centrale hydroélectrique SM-1
acquise en juin 2014.
Charges
Pour la période de trois mois close le 31 décembre 2014, la Société a enregistré des charges d'exploitation de 12,9 M$
(11,0 M$ en 2013), des frais généraux et administratifs de 5,1 M$ (2,9 M$ en 2013) et des charges liées aux Projets potentiels
de 1,5 M$ (1,9 M$ en 2013). L'augmentation des charges par rapport à la période correspondante l'an dernier est principalement
attribuable au plus grand nombre d'installations exploitées par la Société.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 43
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Périodes de trois mois closes le 31 décembre
2014
2013
Produits
Charges d'exploitation
Frais généraux et administratifs
Charges liées aux Projets potentiels
BAIIA ajusté
68 215 100,0%
12 874 18,9%
7,5%
5 101
1 492
2,2%
48 748 71,5%
41 365 100,0%
11 045 26,7%
6,9%
2 873
1 882
4,5%
25 565 61,8%
Charges financières
Autres produits, montant net
Amortissements
Quote-part du bénéfice des coentreprises1
Perte nette latente (profit net latent) sur instruments financiers dérivés
(Économie) charge d'impôt
(Perte nette) bénéfice net
(Perte nette) bénéfice net attribuable aux :
Propriétaires de la société mère
Participations ne donnant pas le contrôle
(Perte nette) bénéfice net par action - de base
20 723
(66)
17 662
(481)
49 574
(11 096)
(27 568)
(18 876)
(8 692)
(27 568)
(0,21)
16 101
(819)
17 154
(1 531)
(11 689)
2 926
3 423
6 285
(2 862)
3 423
0,05
1. La centrale hydroélectrique Umbata Falls et le parc éolien 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. Se reporter à la rubrique «
Participations dans des coentreprises » pour obtenir plus d'information.
BAIIA ajusté
Pour la période de trois mois close le 31 décembre 2014, le BAIIA ajusté de la Société s'est établi à 48,7 M$, comparativement
à 25,6 M$ en 2013, en raison principalement de la production supérieure à la moyenne dont il a été question plus haut.
Charges financières
Les charges financières se sont établies à 20,7 M$ au quatrième trimestre (16,1 M$ en 2013), en raison principalement de
l'accroissement de la dette liée aux projets découlant du plus grand nombre d'installations en exploitation.
Amortissements
La dotation aux amortissements a totalisé 17,7 M$ au quatrième trimestre (17,2 M$ en 2013), en raison principalement du plus
grand nombre d'installations en exploitation.
Résultat net
Pour la période de trois mois close le 31 décembre 2014, la Société a enregistré une perte nette de 27,6 M$ (perte nette de
base et diluée par action de 0,21 $), comparativement à un bénéfice net de 3,4 M$ en 2013 (bénéfice net de base et dilué par
action de 0,05 $). Cette variation est principalement attribuable à une perte nette latente sur instruments financiers dérivés de
49,6 M$, comparativement à un profit net latent de 11,7 M$ en 2013, qui a contrebalancé l'augmentation du BAIIA ajusté au
quatrième trimestre de 2014. En excluant la perte latente ou le profit latent sur instruments financiers dérivés et l'impôt qui s'y
rapporte, la Société aurait comptabilisé un bénéfice net de 11,2 M$ pour le quatrième trimestre clos le 31 décembre 2014,
comparativement à une perte nette de 5,5 M$ en 2013.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 44
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
PARTICIPATIONS DANS DES COENTREPRISES
Les coentreprises importantes de la Société à la fin de la période considérée étaient Umbata Falls Limited Partnership (« Umbata
Falls, L.P. ») (participation de 49 %) et Parc éolien communautaire Viger-Denonville, s.e.c. (« 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
Périodes de trois mois
closes le 31 décembre
Umbata Falls
Viger-Denonville3
Exercices clos le 31
décembre
2014
2013
Production
(MWh)1
51 638
20 752
PMLT
(MWh)1
33 037
20 300
Production
en % de la
PMLT
Prix
moyen
($/MWh)2
156 %
84,48
102 % 148,55
Production
(MWh)1
51 695
8 720
PMLT
(MWh)1
33 037
8 809
Production
en % de la
PMLT
Prix
moyen
($/MWh)2
65,40
99 % 148,53
156 %
2014
2013
Production
(MWh)1
127 394
74 595
PMLT
(MWh)1
109 101
72 400
Production
en % de la
PMLT
Prix
moyen
($/MWh)2
84,41
117 %
103 % 148,55
Production
(MWh)1
154 750
8 720
PMLT
(MWh)1
109 101
8 809
Production
en % de la
PMLT
Prix
moyen
($/MWh)2
78,02
99 % 148,50
142 %
Umbata Falls
Viger-Denonville3
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.
3. Le parc éolien Viger-Denonville est entré en service en novembre 2013.
Umbata Falls, L.P.
Sommaire des comptes de résultat et états du résultat global - Umbata Falls, L.P.
Produits
Charges d'exploitation et frais généraux et administratifs
BAIIA ajusté
Charges financières
Autres produits, montant net
Amortissements
Perte nette latente (profit net latent) sur instruments financiers dérivés
(Perte nette) bénéfice net et résultat global
Exercices clos le 31 décembre
2014
2013
10 754
859
9 895
2 443
(38)
4 015
3 844
(369)
12 073
746
11 327
2 501
(34)
4 024
(4 694)
9 530
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, la production s'est établie à 117 % de la PMLT. Toutefois, les produits et le BAIIA
ajusté ont été inférieurs par rapport à la même période en 2013 en raison des niveaux de production plus bas comparativement
à l'exercice précédent. La perte nette est attribuable à la baisse du BAIIA ajusté et à une perte nette latente sur instruments
financiers dérivés découlant de la diminution des taux d'intérêt de référence depuis la fin de 2013, comparativement à un profit
net latent sur instruments financiers dérivés découlant de l'augmentation des taux d'intérêt de référence pendant la même
période l'an dernier.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 45
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Sommaire des états de la situation financière - Umbata Falls, L.P.
Actifs courants
Actifs non courants
Passifs courants
Passifs non courants
Capitaux propres
31 décembre 2014
31 décembre 2013
4 229
72 116
46 824
5 749
23 772
3 685
75 864
47 972
1 852
29 725
La réduction des capitaux propres découle principalement d'une distribution de 5,3 M$ pendant l'exercice et de la perte nette
enregistrée pour l'exercice. En outre, l'échéance prévue pour juillet 2014 du prêt pour Umbata Falls, L.P., qui a été comptabilisé
dans la tranche à court terme de la dette à long terme, a été prolongée jusqu'au 31 décembre 2014, puis jusqu'au 31 mars 2015.
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 45,5 M$ utilisé pour couvrir le taux d'intérêt sur la totalité du prêt pour Umbata Falls avait une valeur négative
nette de 6,9 M$ au 31 décembre 2014 (valeur négative de 3,0 M$ au 31 décembre 2013). La variation négative est principalement
attribuable à une diminution des taux d'intérêt de référence depuis la fin de 2013. L'incidence estimée d'une augmentation de
0,1 % des taux d'intérêt correspondrait à une diminution de 0,5 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 0,5 M$ du passif lié au swap de taux d'intérêt.
Viger-Denonville, s.e.c.
Sommaire des comptes de résultat et états du résultat global - Viger-Denonville, s.e.c.
Produits
Charges d'exploitation et frais généraux et administratifs
BAIIA ajusté
Charges financières
Autres produits, montant net
Amortissements
Perte nette latente sur instruments financiers dérivés
(Perte nette) bénéfice net et résultat global
Exercices clos le 31 décembre
2014
2013
11 081
1 818
9 263
3 570
(69)
2 933
3 838
(1 009)
1 295
131
1 164
231
(3 720)
369
1 517
2 767
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, la production s'est établie à 103 % de la PMLT. Les produits et le BAIIA ajusté tiennent
compte de l'exploitation du parc éolien Viger-Denonville, qui a été mis en service en novembre 2013. La perte nette enregistrée
pendant l'exercice reflète une perte nette latente sur instruments financiers dérivés découlant de la diminution des taux d'intérêt
de référence depuis la fin de 2013. Pour la même période l'an dernier, le résultat net reflétait un profit réalisé sur contrats de
change et un profit réalisé sur instruments financiers dérivés découlant du règlement des contrats à terme sur obligations à la
clôture du financement à long terme pour le projet, tous deux comptabilisés dans les autres produits, montant net, partiellement
contrebalancés par des pertes nettes latentes sur instruments financiers dérivés.
Sommaire des états de la situation financière - Viger-Denonville, s.e.c.
Actifs courants
Actifs non courants
Passifs courants
Passifs non courants
Capitaux propres
31 décembre 2014
31 décembre 2013
5 960
62 452
4 002
58 588
5 822
9 221
63 940
8 200
44 813
20 148
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 46
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
La réduction des capitaux propres découle principalement d'un remboursement d'une participation de 4,5 M$ une fois le
financement du projet entièrement mis en place et d'une distribution de 8,8 M$ faite pendant l'exercice. En outre, Viger-
Denonville, s.e.c. utilise un instrument financier dérivé 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. Un swap de taux d'intérêt de
56,7 M$ utilisé pour couvrir le taux d'intérêt sur le prêt pour Viger-Denonville avait une valeur négative nette de 4,7 M$ au
31 décembre 2014 (valeur négative de 0,9 M$ au 31 décembre 2013). La variation négative est principalement attribuable à
une diminution des taux d'intérêt de référence depuis la fin de 2013. 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 0,5 M$ du passif lié au swap de taux d'intérêt.
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 Limited Partnership (« Harrison Hydro L.P. ») et ses filiales
La Société détient une participation de 50,01 % dans Harrison Hydro Limited Partnership, qui a des participations dans six
centrales hydroélectriques : Douglas Creek, Fire Creek, Lamont Creek, Stokke Creek, Tipella Creek et Upper Stave River.
Sommaire des comptes de résultat et états du résultat global - Harrison Hydro L.P.
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
2014
2013
49 671
37 929
(9 544)
(5 367)
(4 177)
(9 544)
47 196
36 094
(8 201)
(4 751)
(3 450)
(8 201)
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, l'augmentation des produits et du BAIIA ajusté est attribuable principalement à une
production plus élevée par rapport à la même période l'an dernier, par ailleurs demeurée inférieure à la PMLT en raison des
débits d'eau inférieurs à la moyenne dans ces installations. Les pertes nettes sont attribuables principalement à la production
inférieure à la PMLT et aux intérêts compensatoires au titre de l'inflation plus élevés sur les obligations à rendement réel, soit
de 6,7 M$ pour l'exercice (1,9 M$ en 2013), en raison de la hausse du taux d'inflation.
Sommaire des états de la situation financière - Harrison Hydro L.P.
Actifs courants
Actifs non courants
Passifs courants
Passifs non courants
Capitaux propres attribuables aux propriétaires
Participations ne donnant pas le contrôle
31 décembre 2014
31 décembre 2013
31 079
646 421
19 582
462 609
118 325
76 984
30 143
662 749
13 925
460 511
130 497
87 959
Au 31 décembre 2014, la diminution des actifs non courants est principalement attribuable à l'amortissement des immobilisations
corporelles. De plus, Harrison Hydro L.P. a effectué une distribution de 13,6 M$ en 2013 sous forme de prêts ne portant pas
intérêt au montant de 6,8 M$ chacun, à la Société et à ses partenaires, qui ont été présentés comme des prêts aux partenaires
au 31 décembre 2013. Le 1er janvier 2014, ces prêts ont été remboursés directement à même les distributions de Harrison
Hydro L.P. et une diminution correspondante des participations ne donnant pas le contrôle a été comptabilisée en 2014, sans
incidence sur les flux de trésorerie. La diminution des capitaux propres attribuables aux propriétaires est attribuable
principalement à la comptabilisation d'une perte nette pour l'exercice et à la distribution de 6,8 M$ effectuée au premier trimestre.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 47
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Creek Power Inc. et ses filiales
La Société détient une participation de 66 2/3% dans Creek Power Inc., qui a des participations dans la centrale hydroélectrique
Fitzsimmons Creek et les Projets en développement Upper Lillooet River et Boulder Creek. Pour un complément d'information
sur ces projets, se reporter à la rubrique « Projets en développement ».
Sommaire des comptes de résultat et états du résultat global - Creek Power Inc.
Produits
BAIIA ajusté
(Perte nette) bénéfice net et résultat global
(Perte nette) bénéfice net et résultat global attribuables aux :
Propriétaires de la société mère
Participation ne donnant pas le contrôle
Exercices clos le 31 décembre
2014
2013
3 053
1 217
(46 588)
(31 034)
(15 554)
(46 588)
2 346
(20)
2 331
1 570
761
2 331
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, la perte nette plus importante est attribuable principalement aux pertes nettes latentes
sur instruments financiers dérivés plus élevées résultant du nombre plus grand d'instruments financiers dérivés conclus ainsi
que de la diminution des taux d'intérêt de référence par rapport à la même période l'an dernier. Les instruments financiers
dérivés comprennent les swaps de taux d'intérêt utilisés pour fixer le taux d'intérêt sur le financement de Fitzsimmons Creek
et les contrats à terme sur obligations utilisés pour fixer le taux d'intérêt sur le financement des projets Upper Lillooet River et
Boulder Creek jusqu'à la clôture de la dette sans recours liée aux projets.
Sommaire des états de la situation financière - Creek Power Inc.
Actifs courants
Actifs non courants
Passifs courants
Passifs non courants
Déficit attribuable aux propriétaires
Participation ne donnant pas le contrôle (déficit)
31 décembre 2014
31 décembre 2013
8 707
218 832
78 882
204 384
(40 931)
(14 796)
6 593
67 349
13 547
69 534
(9 897)
758
L'augmentation des postes de l'état de la situation financière s'explique principalement par les dépenses de construction pour
les projets Upper Lillooet River et Boulder Creek. La hausse du passif courant est également attribuable aux contrats à terme
sur obligations conclus afin de couvrir les taux d'intérêt sur le financement futur lié à ces projets. L'augmentation du déficit
attribuable aux propriétaires et la valeur négative des participations ne donnant pas le contrôle sont attribuables principalement
à la comptabilisation d'une perte nette en 2014.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 48
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Kwoiek Creek Resources Limited Partnership
La Société détient une participation de 50,0 % dans Kwoiek Creek Resources Limited Partnership, qui possède la centrale
hydroélectrique Kwoiek Creek.
Sommaire des comptes de résultat et états du résultat global - Kwoiek Creek Resources Limited Partnership
Produits
BAIIA ajusté
(Perte nette) bénéfice net et résultat global
(Perte nette) bénéfice net et résultat global attribuables aux :
Propriétaires de la société mère
Participation ne donnant pas le contrôle
Exercices clos le 31 décembre
2014
2013
17 969
14 271
(1 266)
(414)
(852)
(1 266)
7
(11)
7
13
(6)
7
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, les produits et le BAIIA ajusté tiennent compte de l'exploitation de la centrale
hydroélectrique Kwoiek Creek, qui a été mise en service en date du 1er janvier 2014. La perte nette est surtout attribuable à la
passation en charges des distributions sur les unités privilégiées détenues par la Société et à l'intérêt sur les emprunts à terme
subordonnés détenus par le partenaire de la Société.
Sommaire des états de la situation financière - Kwoiek Creek Resources Limited Partnership
Actifs courants
Actifs non courants
Passifs courants
Passifs non courants
Déficit attribuable aux propriétaires
Participations ne donnant pas le contrôle (déficit)
31 décembre 2014
31 décembre 2013
28 098
177 749
8 362
213 399
(7 928)
(7 986)
34 019
177 928
23 694
202 901
(7 514)
(7 134)
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 49
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Parc éolien Mesgi'g Ugju's'n (MU) S.E.C. (« Mesgi'g Ugju's'n »)
La Société détient une participation de 50 % dans Parc éolien Mesgi'g Ugju's'n (MU) S.E.C., qui possède le projet éolien
Mesgi'g Ugju's'n. Pour un complément d'information sur ce projet, se reporter à la rubrique « Projets en développement ». La
filiale Mesgi'g Ugju's'n est entrée en exploitation le 21 mars 2014.
Sommaire du compte de résultat et de l'état du résultat global - Mesgi'g Ugju's'n
Produits
BAIIA ajusté
Perte nette et résultat global
Perte nette et résultat global attribuables aux :
Propriétaires de la société mère
Participation ne donnant pas le contrôle
Depuis le 21 mars 2014
—
(6)
(17 064)
(9 505)
(7 559)
(17 064)
La filiale ayant été en activité entre le 24 mars et le 31 décembre 2014, la comptabilisation d'une perte nette est attribuable
principalement à une perte nette latente sur instruments financiers dérivés découlant de la diminution des taux d'intérêt de
référence depuis le début de la période. Des instruments financiers dérivés prenant la forme de contrats à terme sur obligations
sont utilisés pour fixer le taux d'intérêt sur le financement du projet Mesgi'g Ugju's'n jusqu'à la clôture du financement.
Sommaire de l'état de la situation financière - Mesgi'g Ugju's'n
Actifs courants
Actifs non courants
Passifs courants
Passifs non courants
Capitaux propres attribuables aux propriétaires
Participation ne donnant pas le contrôle (déficit)
31 décembre 2014
4 907
11 807
21 688
1 140
(855)
(5 259)
Les passifs courants tiennent compte des instruments financiers dérivés conclus pour fixer le taux d'intérêt sur la dette liée au
projet Mesgi'g Ugju's'n jusqu'à la clôture du financement. Les valeurs négatives des capitaux propres attribuables aux
propriétaires et à la participation ne donnant pas le contrôle sont attribuables à la comptabilisation d'une perte nette en 2014.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 50
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Innergex Sainte-Marguerite, S.E.C. (« Société en commandite SM-1 »)
Depuis le 20 juin 2014, la Société détient 50,01 % des unités ordinaires et la totalité des unités privilégiées de la Société en
commandite SM-1, qui possède la centrale hydroélectrique SM-1.
Sommaire du compte de résultat et de l'état du résultat global - Innergex Sainte-Marguerite, S.E.C.
Produits
BAIIA ajusté
Perte nette et résultat global
Perte nette et résultat global attribuables aux :
Propriétaires de la société mère
Participation ne donnant pas le contrôle
Depuis le 20 juin 2014
4 821
3 473
(2 763)
(1 382)
(1 381)
(2 763)
Du 20 juin au 31 décembre 2014, les produits et le BAIIA ajusté tiennent compte de l'acquisition de la centrale hydroélectrique
SM-1. La perte nette est attribuable principalement à la passation en charges des distributions sur les unités privilégiées
détenues par la Société et de l'intérêt sur la débenture de 42,4 M$ détenue par le partenaire de la Société. Cependant, l'intérêt
sur cette débenture sera essentiellement comptabilisé et composé jusqu'à ce que la dette liée au projet ait été remboursée.
Sommaire de l'état de la situation financière - Innergex Sainte-Marguerite, S.E.C.
Actifs courants
Actifs non courants
Passifs courants
Passifs non courants
Capitaux propres attribuables aux propriétaires
Participations ne donnant pas le contrôle
31 décembre 2014
2 286
138 217
6 283
120 485
15 111
(1 376)
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 51
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.
Capacité de la Société de mettre en oeuvre sa stratégie visant à créer de la valeur pour ses actionnaires
La stratégie de la Société visant à créer de la valeur pour ses actionnaires consiste à acquérir ou développer des installations
de grande qualité qui génèrent des flux de trésorerie constants et un attrayant rendement ajusté aux risques, et de distribuer
un dividende stable. Toutefois, rien ne garantit que la Société soit en mesure d’acquérir ou de développer des installations de
production d’énergie de haute qualité à des prix attrayants pour soutenir sa croissance.
La mise en oeuvre de cette stratégie exige une appréciation commerciale prudente, doit être réalisée au moment opportun et
requiert également les ressources nécessaires pour effectuer le développement d’installations de production d’énergie. La
Société peut 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.
Capacité de mobiliser des capitaux supplémentaires et conditions du marché des capitaux
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.
Risques de liquidité liés aux 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.
Variabilité des régimes 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. Des événements ayant un impact sur les
conditions hydrologiques pour les centrales hydroélectriques de la Société, par exemple des débits d'eau faibles et élevés
dans les bassins versants où sont situées ces centrales, pourraient avoir une incidence considérable sur les produits 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 pendant une période prolongée
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 pendant une période prolongée pourrait avoir pour effet de réduire ses produits et sa rentabilité.
Retards et dépassements de coûts dans la conception et la construction des projets
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
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 52
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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, la construction 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.
Incertitudes entourant le 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.
Obtention des 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 entrepris ou terminés. Rien ne garantit que l’un des Projets
potentiels résultera en une installation en exploitation. En outre, des retards pourraient survenir dans l’obtention des
approbations gouvernementales nécessaires aux projets d’énergie futurs.
De temps à autre, et de façon à obtenir de longs délais d’approvisionnement souvent associés à la commande de l’équipement,
la Société peut commander de l’équipement et effectuer des dépôts sur celui-ci, ou faire avancer des projets avant d’avoir
obtenu tous les permis et toutes les licences nécessaires. La Société n’entreprend de telles actions que lorsqu’elle croit
raisonnablement que ces permis ou licences seront émis en temps utile, préalablement à l’obligation de débourser le montant
intégral du prix d’achat. Toutefois, tout retard dans l’octroi de ces permis ou licences pourrait nuire à la Société.
Les permis environnementaux devant être émis relativement à l’un des Projets en développement ou des Projets potentiels
peuvent contenir des conditions qui doivent être remplies avant l'obtention d'un CAÉ et 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.
Variabilité du rendement des installations et pénalités s'y rattachant
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 2014 – 53
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 ou activité d'exploitation et d'entretien imprévue
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 d'exploitation, la situation financière
ou les perspectives de la Société pourraient être touchés de manière défavorable.
Fluctuations des 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
des travaux 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 régissant la dette actuelle et future
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 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.
Possibilité que la Société ne déclare pas ou ne verse pas de dividendes
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 n'a pas de liquidités suffisantes aux fins de la distribution ou 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.
Capacité d'obtenir de nouveaux contrats d’achat d’électricité ou de renouveler des contrats existants
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 2014 – 54
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 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 de 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. Les changements effectués au cours de l'exercice clos le 31 décembre 2014 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 2014.
MODIFICATIONS DE MÉTHODES COMPTABLES
Nouvelles IFRS ayant une incidence sur la performance financière et la situation financière de l’exercice
considéré
IFRIC 21, Droits ou taxes
En mai 2013, l’International Accounting Standards Board (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. Cette norme a été adoptée et appliquée dans
le cadre des présents états financiers. Son application n’a pas eu d’incidence significative sur les montants présentés pour
l’exercice considéré.
IFRS 9, Instruments financiers
Le 1er octobre 2014, la Société a adopté IFRS 9 (2013), Instruments financiers (« IFRS 9 (2013) ») de façon anticipée. Cette
norme établit les principes pour le classement aux fins de l’information financière et l’évaluation des actifs financiers et des
passifs financiers. Cette norme comprend en outre un nouveau modèle de couverture qui lie plus étroitement la comptabilité
de couverture à la gestion des risques. Ce nouveau modèle ne modifie pas fondamentalement les types de relations de
couverture ni l’obligation d’évaluer et de comptabiliser l’inefficacité de la couverture. Cependant, IFRS 9 permettra à un plus
grand nombre de stratégies de couverture utilisées dans la gestion des risques d'être admissibles à la comptabilité de couverture
et permettra d’exercer une plus grande part de jugement au moment d’évaluer l’efficacité des relations de couverture. Cette
nouvelle norme accroît aussi les informations à fournir requises relativement à la stratégie de gestion des risques d’une entité,
aux flux de trésorerie découlant des activités de couverture et à l’incidence de la comptabilité de couverture sur les états
financiers consolidés.
IFRS 9 (2013) préconise une approche unique pour déterminer si un actif financier est évalué au coût amorti ou à la juste
valeur, en lieu et place des nombreuses règles d’IAS 39. L’approche d’IFRS 9 (2013) est fondée sur la manière dont une entité
gère ses instruments financiers et sur les caractéristiques des flux de trésorerie contractuels de l’actif financier. La plupart des
exigences prévues par IAS 39 en matière de classement et d’évaluation des passifs financiers ont été reprises dans IFRS 9
(2013).
L’application d’IFRS 9 (2013) n’a donné lieu à aucun ajustement relatif à l’évaluation des actifs financiers et des passifs financiers
de la Société. La Société a examiné ses principales méthodes comptables liées aux instruments financiers et aux relations de
couverture afin de les aligner avec celles d’IFRS 9 (2013).
Le tableau suivant présente un résumé des changements relatifs au classement et à l’évaluation apportés aux actifs financiers
non dérivés de la Société qui sont survenus à la suite de l’application d’IFRS 9 (2013).
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 55
RAPPORT DE GESTION
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Trésorerie et équivalents de trésorerie
Liquidités et placements à court terme soumis à restrictions
Débiteurs
Comptes de réserve
Trésorerie et équivalents de trésorerie
Placement à court terme
Titres garantis par le gouvernement
Prêts consentis à des parties liées
Catégorie en vertu d’IAS 39
Prêts et créances
Prêts et créances
Prêts et créances
Prêts et créances
Prêts et créances
Détenus jusqu'à échéance
Détenus jusqu'à échéance
Prêts et créances
Catégorie en vertu
d’IFRS 9
Coût amorti
Coût amorti
Coût amorti
Coût amorti
Coût amorti
Coût amorti
Coût amorti
Coût amorti
Tous les passifs financiers non dérivés classés en tant qu’autre passif financier en vertu d’IAS 39 sont désormais classés au
coût amorti.
Les instruments financiers dérivés étaient classés comme étant détenus à des fins de transaction conformément à IAS 39 et
sont désormais classés à la juste valeur.
À la date de la transition, la Société n’utilisait pas la comptabilité de couverture pour ses instruments financiers dérivés.
Nouvelles IFRS et IFRS révisées publiées, mais non encore entrées en vigueur
IFRS 15, Produits tirés de contrats conclus avec des clients
En mai 2014, l’IASB a publié IFRS 15, Produits tirés de contrats conclus avec des clients (« IFRS 15 »). Cette norme remplace
IAS 11, Contrats de construction, IAS 18, Produits des activités ordinaires, IFRIC 13, Programmes de fidélisation de la clientèle,
IFRIC 15, Contrats de construction de biens immobiliers, IFRIC 18, Transferts d’actifs provenant de clients, et SIC-31, Produits
des activités ordinaires – opérations de troc impliquant des services de publicité. IFRS 15 s’applique à tous les contrats conclus
avec des clients, sauf ceux qui entrent dans le champ d’application d’autres IFRS. IFRS 15 prend effet pour les exercices
ouverts à compter du 1er janvier 2017, et l’adoption anticipée est permise. La Société évalue l’incidence prévue de cette norme
sur ses états financiers consolidés.
IFRS 11, Partenariats
IFRS 11 a été modifiée en mai 2014 afin d’ajouter de nouvelles indications sur la manière de comptabiliser l’acquisition d’une
participation dans une entreprise commune qui constitue une entreprise. Ces modifications prendront effet pour les exercices
ouverts à compter du 1er janvier 2016, et l’adoption anticipée est permise. La Société évalue l’incidence prévue de ces
modifications sur ses états financiers consolidés.
IFRS 9, Instruments financiers (2014)
En juillet 2014, l’IASB a émis la version intégrale d’IFRS 9 (2014), Instruments financiers (« IFRS 9 (2014) »). IFRS 9 (2014)
diffère à certains égards d’IFRS 9 (2013) que la Société a adoptée de façon anticipée avec prise d’effet le 1er octobre 2014.
IFRS 9 (2014) comprend une mise à jour des lignes directrices sur le classement et l’évaluation des actifs financiers. La version
définitive de la norme modifie également le modèle de dépréciation par l’ajout d’un nouveau modèle des pertes sur créances
attendues pour calculer la perte de valeur. La date d’entrée en vigueur obligatoire d’IFRS 9 (2014) a été fixée aux exercices
ouverts à compter du 1er janvier 2018. La norme doit être appliquée de façon rétrospective et certaines exemptions sont
permises. L’adoption anticipée aussi est permise. La Société évalue actuellement l’incidence de l’application de cette norme
sur ses états financiers consolidés.
ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE
Conversion en prêt à terme de la dette liée au projet Kwoiek Creek
Le 13 février 2015, le prêt sans recours pour la construction de la centrale hydroélectrique Kwoiek Creek a été converti en un
prêt à terme qui sera amorti sur une période de 36 ans se terminant en 2052. Le prêt porte intérêt à un taux fixe de 5,08 %.
Conversion en prêt à terme de la dette liée au projet Northwest Stave River
Également le 13 février 2015, le prêt sans recours pour la construction de la centrale hydroélectrique Northwest Stave River
a été converti en un prêt à terme qui sera amorti sur une période de 35 ans se terminant en 2053. Le prêt porte intérêt à un
taux fixe de 5,30 %.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 56
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 24 février 2015
[s] Jean Perron
Jean Perron, CPA, CA
Chef de la direction financière et vice-président principal
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 57
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 2014 et au 31 décembre 2013, 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 à ces dates, 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.
Un audit implique la mise en
de procédures en vue de recueillir des éléments probants concernant les montants et les
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 2014 et au 31 décembre 2013, ainsi que de sa performance
financière et de ses flux de trésorerie pour les exercices clos à ces dates, conformément aux Normes internationales
d’information financière.
Montréal (Québec)
Le 24 février 2015
________________________________
1 CPA auditeur, CA, permis de comptabilité publique n° A109248
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 58
COMPTES CONSOLIDÉS DE RÉSULTAT
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Produits
Charges
Charges d’exploitation
Frais généraux et administratifs
Charges liées aux projets potentiels
Bénéfice avant charges financières, impôt sur le résultat,
amortissements, montant net des autres charges (produits), quote-part
de la perte (du bénéfice) des coentreprises et perte nette (profit net)
latent(e) sur instruments financiers dérivés
Charges financières
Autres charges (produits), montant net
Bénéfice avant impôt sur le résultat, amortissements, quote-part de la
perte (du bénéfice) des coentreprises et perte nette (profit net)
latent(e) sur instruments financiers dérivés
Amortissement des immobilisations corporelles
Amortissement des immobilisations incorporelles
Quote-part de la perte (du bénéfice) des coentreprises
Perte nette (profit net) latent(e) sur instruments financiers dérivés
(Perte) bénéfice avant impôt sur le résultat
(Économie) charge d’impôt
Exigible
Différé
(Perte nette) bénéfice net
(Perte nette) bénéfice net attribuable aux :
Propriétaires de la société mère
Participations ne donnant pas le contrôle
Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation (en milliers)
(Perte nette) bénéfice net par action, de base (en $)
Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation, dilué
(en milliers)
(Perte nette) bénéfice net par action,
dilué(e) (en $)
Notes
6
7
8
6, 18
6, 19
9
10
11
11
12
12
12
12
Exercices clos les 31 décembre
2014
2013
241 834
198 259
41 512
15 064
5 696
179 562
86 537
7 797
85 228
53 145
20 947
701
121 685
(111 250)
3 014
(29 886)
(26 872)
(84 378)
(54 853)
(29 525)
(84 378)
98 341
(0,63)
98 551
(0,63)
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
Les notes annexes font partie intégrante des présents états financiers consolidés audités.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 59
ÉTATS CONSOLIDÉS DU RÉSULTAT GLOBAL
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
(Perte nette) bénéfice net
Éléments du résultat global qui seront ultérieurement reclassés en
résultat net :
Profit de change à la conversion de filiales étrangères autonomes
Impôt différé connexe
(Perte) de change sur la tranche désignée de la dette libellée en dollars
américains utilisée comme couverture du placement dans des filiales
étrangères autonomes
Impôt différé connexe
Variation de la juste valeur des instruments de couverture
Impôt différé connexe
Autres éléments du résultat global
Total du résultat global
Total du résultat global attribuable aux :
Propriétaires de la société mère
Participations ne donnant pas le contrôle
Exercices clos les 31 décembre
2014
2013
(84 378)
45 431
Notes
27
642
(85)
(648)
85
(343)
90
(259)
(84 637)
(55 112)
(29 525)
(84 637)
356
(46)
(352)
45
—
—
3
45 434
48 173
(2 739)
45 434
Les notes annexes font partie intégrante des présents états financiers consolidés audités.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 60
ÉTATS CONSOLIDÉS DE LA SITUATION FINANCIÈRE
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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 de projets
Participations dans des coentreprises
Instruments financiers dérivés
Actifs d’impôt différé
Goodwill
Autres actifs non courants
Au 31 décembre 2014 Au 31 décembre 2013
Notes
15
16
17
11
10
31
17
18
19
20
9
10
11
21
54 609
85 807
35 271
651
93
2 948
—
5 269
184 648
40 684
1 895 789
487 312
61 020
14 536
3 968
14 025
8 269
5 764
2 716 015
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
Les notes annexes font partie intégrante des présents états financiers consolidés audités.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 61
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 2014 Au 31 décembre 2013
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
Notes
22
11
10
23
24
10
23
24
25
11
26 a)
26 b)
26 c)
26 d)
25
27
29.2
16 882
45 607
1 408
104 095
33 799
244
202 035
10 818
48 669
25 339
1 610 800
13 808
80 018
162 303
2 153 790
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
62 224
10 374
784 482
131 069
2 050
1 340
(466 336)
(15)
514 814
47 411
562 225
2 716 015
784 482
131 069
1 806
1 340
(344 809)
244
584 506
81 429
665 935
2 377 074
Les notes annexes font partie intégrante des présents états financiers consolidés audités.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 62
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 2014
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 2014
95 655
10 374
784 482
131 069
1 806
1 340
(344 809)
244
584 506
81 429
665 935
(54 853)
(54 853)
(29 525)
(84 378)
Perte nette
Autres éléments du résultat
global
Total du résultat global
—
—
—
—
—
—
(54 853)
4 027
41 720
(60)
990
10 190
Actions ordinaires émises le
20 juin 2014 dans le cadre
d’un placement privé
(note 5.1)
Frais d’émission (déduction
faite de l’impôt différé
de 22 $)
Actions ordinaires émises par
le biais du régime de
réinvestissement des
dividendes
Paiement fondé sur
des actions
Distributions aux détenteurs de
participations ne donnant
pas le contrôle (note 31)
Investissement de détenteurs
de participations ne donnant
pas le contrôle (note 29.2)
Dividendes déclarés sur
les actions ordinaires
Dividendes déclarés sur
les actions privilégiées
244
(59 549)
(7 125)
(259)
(259)
(259)
(259)
(55 112)
(29 525)
(84 637)
41 720
41 720
(60)
(60)
10 190
244
—
—
(59 549)
(7 125)
10 190
244
(6 798)
(6 798)
2 305
2 305
(59 549)
(7 125)
Solde au 31 décembre 2014
100 672
62 224
784 482
131 069
2 050
1 340
(466 336)
(15)
514 814
47 411
562 225
Les notes annexes font partie intégrante des présents états financiers consolidés audités.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 63
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 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
Capitaux propres attribuables aux propriétaires
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
1 995
18 075
(128 201)
128 201
295
Actions ordinaires émises par
le biais du régime de
réinvestissement des
dividendes
Réduction du capital sur
les actions ordinaires
Paiement fondé sur
des actions
Acquisitions d’entreprises
Distributions aux détenteurs
de participations ne donnant
pas le contrôle
Dividendes déclarés sur
les actions ordinaires
Dividendes déclarés sur
les actions privilégiées
3
3
3
3
48 173
(2 739)
45 434
18 075
18 075
—
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 2014 – 64
TABLEAUX CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Activités d’exploitation
(Perte nette) bénéfice net
Éléments sans effet sur la trésorerie :
Amortissement des immobilisations corporelles
Amortissement des immobilisations incorporelles
Quote-part de la perte (du bénéfice) des coentreprises
Perte nette (profit net) latent(e) sur instruments financiers dérivés
Intérêts compensatoires au titre de l’inflation
Amortissement des frais de financement
Amortissement de la réévaluation de la dette à long terme et
des débentures convertibles
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 de projets
Autres
Intérêts sur la dette à long terme et les débentures convertibles
Intérêts versés
Perte sur les contreparties conditionnelles
Distributions reçues des coentreprises
Charge d’impôt exigible
Impôt sur le résultat payé, montant net
Variation des éléments hors trésorerie du fonds
de roulement d’exploitation
Activités de financement
Dividendes versés sur les actions ordinaires
Dividendes versés sur les actions privilégiées
Augmentation de la dette à long terme
Remboursement de la dette à long terme
Paiement des frais de financement différés
Paiement d’autres passifs
Paiement des frais d’émission d’actions ordinaires et d’actions
privilégiées
Exercices clos les 31 décembre
2014
2013
Notes
(84 378)
45 431
18
19
9
10
7
7
7
7
7
28
24
53 145
20 947
701
121 685
6 699
895
1 016
621
244
(29 886)
701
—
180
76 523
(74 474)
—
7 136
3 014
(3 886)
100 883
(13 218)
87 665
(48 127)
(7 125)
379 901
(120 590)
(2 580)
(361)
(82)
201 036
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)
Les notes annexes font partie intégrante des présents états financiers consolidés audités.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 65
TABLEAUX CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Activités d’investissement
Trésorerie acquise dans le cadre d’acquisitions d’entreprises
Acquisitions d’entreprises
(Augmentation) diminution des liquidités et des placements à court
terme soumis à restrictions
Prêts consentis à des parties liées
Fonds nets prélevés des comptes de réserve
Ajouts aux immobilisations corporelles
Ajouts aux immobilisations incorporelles
Ajouts aux frais de développement de projets
Prélèvements (investissement dans) des coentreprises
Investissement de détenteurs de participations ne donnant pas
le contrôle
Réductions des (ajouts aux) autres actifs non courants
Produit de la cession d’immobilisations corporelles
Notes
5
5
31
17
29.2
Exercices clos les 31 décembre
2014
2013
—
(38 368)
(36 062)
—
6 538
(205 460)
—
(24 955)
2 259
5
27 480
166
(268 397)
1 885
(28 577)
38 066
(6 798)
527
(103 680)
(27)
(27 799)
(2 923)
—
(2 962)
76
(132 212)
Incidence de l’écart de change sur la trésorerie et les équivalents
de trésorerie
Augmentation (diminution) nette de la trésorerie et des équivalents
de trésorerie
38
85
20 342
(15 229)
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
34 267
54 609
32 920
21 689
54 609
49 496
34 267
23 518
10 749
34 267
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 2014 – 66
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 24 février 2015.
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 ayant une incidence sur la performance financière et la situation financière de
l’exercice considéré
IFRIC 21, Droits ou taxes
En mai 2013, l’International Accounting Standards Board (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. Cette norme
a été adoptée et appliquée dans le cadre des présents états financiers. Son application n’a pas eu d’incidence significative
sur les montants présentés pour l’exercice considéré.
IFRS 9, Instruments financiers
Le 1er octobre 2014, la Société a adopté IFRS 9 (2013), Instruments financiers (« IFRS 9 (2013) ») de façon anticipée.
Cette norme établit les principes pour le classement aux fins de l’information financière et l’évaluation des actifs financiers
et des passifs financiers. Cette norme comprend en outre un nouveau modèle de couverture qui lie plus étroitement la
comptabilité de couverture à la gestion des risques. Ce nouveau modèle ne modifie pas fondamentalement les types de
relations de couverture ni l’obligation d’évaluer et de comptabiliser l’inefficacité de la couverture. Cependant, IFRS 9
permettra à un plus grand nombre de stratégies de couverture utilisées dans la gestion des risques d'être admissibles à
la comptabilité de couverture et permettra d’exercer une plus grande part de jugement au moment d’évaluer l’efficacité
des relations de couverture. Cette nouvelle norme accroît aussi les informations à fournir requises relativement à la stratégie
de gestion des risques d’une entité, aux flux de trésorerie découlant des activités de couverture et à l’incidence de la
comptabilité de couverture sur les états financiers consolidés.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 67
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
IFRS 9 (2013) préconise une approche unique pour déterminer si un actif financier est évalué au coût amorti ou à la juste
valeur, en lieu et place des nombreuses règles d’IAS 39. L’approche d’IFRS 9 (2013) est fondée sur la manière dont une
entité gère ses instruments financiers et sur les caractéristiques des flux de trésorerie contractuels de l’actif financier.
La plupart des exigences prévues par IAS 39 en matière de classement et d’évaluation des passifs financiers ont été
reprises dans IFRS 9 (2013).
L’application d’IFRS 9 (2013) n’a donné lieu à aucun ajustement relatif à l’évaluation des actifs financiers et des passifs
financiers de la Société. La Société a examiné ses principales méthodes comptables liées aux instruments financiers et
aux relations de couverture afin de les aligner avec celles d’IFRS 9 (2013).
Le tableau suivant présente un résumé des changements relatifs au classement et à l’évaluation apportés aux actifs
financiers non dérivés de la Société qui sont survenus à la suite de l’application d’IFRS 9 (2013).
Trésorerie et équivalents de trésorerie
Prêts et créances
Au coût amorti
Liquidités et placements à court terme soumis à
Catégorie en vertu d’IAS 39
Catégorie en vertu d’IFRS 9
restrictions
Débiteurs
Comptes de réserve
Prêts et créances
Prêts et créances
Trésorerie et équivalents de trésorerie
Prêts et créances
Placement à court terme
Titres garantis par le gouvernement
Prêts consentis à des parties liées
Détenus jusqu’à l’échéance
Détenus jusqu’à l’échéance
Prêts et créances
Au coût amorti
Au coût amorti
Au coût amorti
Au coût amorti
Au coût amorti
Au coût amorti
Tous les passifs financiers non dérivés classés en tant qu’autre passif financier en vertu d’IAS 39 sont désormais classés
au coût amorti.
Les instruments financiers dérivés étaient classés comme étant détenus à des fins de transaction conformément à IAS 39
et sont désormais classés à la juste valeur.
À la date de la transition, la Société n’utilisait pas la comptabilité de couverture pour ses instruments financiers dérivés.
2.2 Nouvelles IFRS et IFRS révisées publiées, mais non encore entrées en vigueur
IFRS 15, Produits tirés de contrats conclus avec des clients
En mai 2014, l’IASB a publié IFRS 15, Produits tirés de contrats conclus avec des clients (« IFRS 15 »). Cette norme
remplace IAS 11, Contrats de construction, IAS 18, Produits des activités ordinaires, IFRIC 13, Programmes de fidélisation
de la clientèle, IFRIC 15, Contrats de construction de biens immobiliers, IFRIC 18, Transferts d’actifs provenant de clients,
et SIC-31, Produits des activités ordinaires – opérations de troc impliquant des services de publicité. IFRS 15 s’applique
à tous les contrats conclus avec des clients, sauf ceux qui entrent dans le champ d’application d’autres IFRS. IFRS 15
prend effet pour les exercices ouverts à compter du 1er janvier 2017, et l’adoption anticipée est permise. La Société évalue
l’incidence prévue de cette norme sur ses états financiers consolidés.
IFRS 11, Partenariats
IFRS 11 a été modifiée en mai 2014 afin d’ajouter de nouvelles indications sur la manière de comptabiliser l’acquisition
d’une participation dans une entreprise commune qui constitue une entreprise. Ces modifications prendront effet pour les
exercices ouverts à compter du 1er janvier 2016, et l’adoption anticipée est permise. La Société évalue l’incidence prévue
de ces modifications sur ses états financiers consolidés.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 68
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
IFRS 9, Instruments financiers (2014)
En juillet 2014, l’IASB a émis la version intégrale d’IFRS 9 (2014), Instruments financiers (« IFRS 9 (2014) »). IFRS 9 (2014)
diffère à certains égards d’IFRS 9 (2013) que la Société a adoptée de façon anticipée avec prise d’effet le 1er octobre
2014. IFRS 9 (2014) comprend une mise à jour des lignes directrices sur le classement et l’évaluation des actifs financiers.
La version définitive de la norme modifie également le modèle de dépréciation par l’ajout d’un nouveau modèle des pertes
sur créances attendues pour calculer la perte de valeur. La date d’entrée en vigueur obligatoire d’IFRS 9 (2014) a été fixée
aux exercices ouverts à compter du 1er janvier 2018. La norme doit être appliquée de façon rétrospective et certaines
exemptions sont permises. L’adoption anticipée aussi est permise. La Société évalue actuellement l’incidence de
l’application de cette norme sur ses états financiers consolidés.
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 détient le pouvoir 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 ou de la perte de contrôle.
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.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 69
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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 IFRS 9. 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 de 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 hors des capitaux propres vers le résultat net (en tant qu’ajustement de reclassement)
lorsqu’elle cesse d’appliquer la méthode de la mise en équivalence.
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 du 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 du 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 repris, 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 consolidé 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 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.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 70
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Trésorerie et équivalents de trésorerie
La trésorerie et les équivalents de trésorerie comprennent les fonds en caisse, les soldes bancaires et les placements à
court terme dont l’échéance initiale est d’au plus trois mois, déduction faite des découverts bancaires lorsque ceux-ci font
partie intégrante de la gestion de la trésorerie de la Société.
Liquidités et placements à court terme soumis à restrictions
La Société détient des liquidités et des placements à court terme soumis à restrictions conformément à certains
financements de ses projets.
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, le cas échéant.
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 modes d’amortissement sont examinées à la fin de chaque
période de présentation de l’information financière, et l'incidence de toute modification d'estimation 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 qualifiés, 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.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 71
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Les revenus de placement, obtenus grâce au placement temporaire de certains emprunts jusqu’à ce que ces derniers
soient utilisés pour engager des dépenses à l’égard d’actifs qualifiés, sont déduits 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.
La durée d’utilité sur laquelle les immobilisations sont amorties est la suivante :
Type d’immobilisations corporelles
Installations hydroélectriques
Parcs éoliens
Installation solaire
Autre matériel
Contrats de location
Années de fin de
la période d’amortissement
De 2019 à 2088
De 2021 à 2037
De 2032 à 2037
De 2015 à 2019
Durée d’utilité pour
la période d’amortissement
De 15 à 75 ans
De 15 à 25 ans
De 20 à 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. La durée d’utilité estimative tient compte des périodes visées par les droits de renouvellement
des contrats d’achat d’électricité (« CAÉ »), car la Société a l’intention d’exercer l’option de renouvellement de ses CAÉ.
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 le mode d’amortissement sont examinés à la fin de chaque période de présentation de
l’information financière, et l'incidence de toute modification d'estimation est comptabilisée de façon prospective.
La durée d’utilité sur laquelle les immobilisations sont amorties est la suivante :
Immobilisations incorporelles liées aux éléments suivants :
Installations hydroélectriques
Parcs éoliens
Installation solaire
Garanties prolongées des éoliennes
Années de fin de
la période d’amortissement
De 2016 à 2088
De 2026 à 2028
2032
2016
Durée d’utilité pour
la période d’amortissement
De 4 à 75 ans
De 19 à 20 ans
20 ans
De 2 à 3 ans
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 72
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Frais de développement de projets
Les frais de développement de 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
comptabilisés au coût moins le cumul des pertes de valeur. La phase de développement 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 au développement sont incorporés aux frais de développement de projets.
Perte de valeur des immobilisations corporelles, des immobilisations incorporelles et des frais de
développement de 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 de projets afin de
déterminer s’il y a une indication que ces immobilisations se sont dépréciées. 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 s'être dépréciées.
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 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.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 73
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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 s'être dépréciée. Si la valeur recouvrable de
l’unité génératrice de trésorerie est inférieure à sa valeur comptable, la perte de valeur est d’abord portée en réduction du
goodwill de l’unité. Toute perte de valeur du goodwill est comptabilisée en résultat. Une perte de valeur comptabilisée au
titre du goodwill ne peut pas faire l’objet d’une reprise au cours des périodes subséquentes.
Autres actifs à long terme
Les autres actifs à long terme comprennent 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 d'emprunts 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, au montant de l’estimation initiale des flux de trésorerie non actualisés ou d’une modification au taux d’actualisation
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
La Société comptabilise initialement les actifs financiers à la date de transaction où celle-ci devient partie aux dispositions
contractuelles de l’instrument.
Les actifs financiers sont initialement évalués à la juste valeur. Si l’actif financier n’est pas par la suite comptabilisé à la
juste valeur par le biais du résultat net, l’évaluation initiale comprend alors les coûts de transaction qui sont directement
attribuables à l’acquisition ou au montage de l’actif. Au moment de la comptabilisation initiale, la Société classe ses actifs
financiers selon qu'ils seront ultérieurement évalués soit au coût amorti, soit à la juste valeur en fonction de son modèle
d’affaires en matière de gestion des actifs financiers et des caractéristiques des flux de trésorerie contractuels des actifs
financiers.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 74
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
i) Actifs financiers évalués au coût amorti
Un actif financier est évalué au coût amorti, au moyen de la méthode du taux d’intérêt effectif et déduction faite de
toute perte de valeur, si :
•
La détention de l’actif s’inscrit dans un modèle économique dont l’objectif est de détenir des actifs afin de percevoir
les flux de trésorerie contractuels;
Les conditions contractuelles de l’actif financier donnent lieu, à des dates spécifiées, à des flux de trésorerie qui
correspondent uniquement à des remboursements de principal et/ou à des versements d’intérêts.
•
La Société comptabilise actuellement sa trésorerie et ses équivalents de trésorerie, ses liquidités et placements à
court terme soumis à restrictions, ses débiteurs, ses comptes de réserve et ses prêts consentis à des parties liées
en tant qu’actifs évalués au coût amorti.
ii) Actifs financiers évalués à la juste valeur
Ces actifs sont évalués à la juste valeur et les changements qu’ils subissent, y compris tout produit d’intérêts ou de
dividende, sont comptabilisés en résultat net.
Cependant, en ce qui concerne les placements dans des instruments de capitaux propres qui ne sont pas détenus à
des fins de transaction, la Société peut choisir au moment de la comptabilisation initiale de présenter les profits et les
pertes dans les autres éléments du résultat global. Pour de tels placements évalués à la juste valeur par le biais des
autres éléments du résultat global, les profits et les pertes ne sont jamais reclassés en résultat net, et aucune perte
de valeur n’est comptabilisée en résultat net. Les dividendes tirés de tels placements sont comptabilisés en résultat
net, à moins que le dividende ne représente clairement un remboursement d’une partie du coût du placement.
La Société classe actuellement ses instruments financiers dérivés en tant qu’actifs financiers évalués à la juste valeur.
La Société décomptabilise un actif financier lorsque les droits contractuels sur les flux de trésorerie de l’actif arrivent à
expiration ou lorsqu’elle transfère les droits de percevoir les flux de trésorerie contractuels de l’actif financier dans le cadre
d’une transaction dans laquelle la quasi-totalité des risques et des avantages inhérents à la propriété de l’actif financier
sont transférés.
Les passifs financiers sont classés dans les catégories suivantes :
i) Passifs financiers évalués au coût amorti
La Société classe les passifs financiers non dérivés comme étant évalués au coût amorti. Les passifs financiers non
dérivés sont initialement comptabilisés à la juste valeur, moins les coûts de transaction qui leur sont directement
attribuables. À la suite de la comptabilisation initiale, ces passifs sont évalués au coût amorti au moyen de la méthode
du taux d’intérêt effectif.
ii) Passifs financiers évalués à la juste valeur
Les passifs financiers à la juste valeur sont initialement comptabilisés à la juste valeur et ils sont réévalués à chaque
date de clôture, tout changement étant comptabilisé en résultat net. La Société classe actuellement ses instruments
financiers dérivés en tant que passif financier évalué à la juste valeur.
La Société décomptabilise un passif financier lorsque les obligations contractuelles qui y sont rattachées sont éteintes,
annulées, ou qu’elles viennent à échéance.
Les actifs et les passifs financiers sont compensés et le montant net est présenté dans l’état consolidé de la situation
financière uniquement lorsque la Société a le droit juridique de compenser les montants comptabilisés et qu’elle a l’intention
soit de régler le montant net, soit de réaliser l’actif et de régler le passif simultanément.
Les instruments financiers 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).
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 75
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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. La Société comptabilise les transferts entre les niveaux de la
hiérarchie de la juste valeur à la fin de la période de présentation de l’information financière durant laquelle le changement
est survenu.
La Société n’a pas présenté la juste valeur de sa trésorerie et de ses équivalents de trésorerie, de ses liquidités et
placements à court terme soumis à restrictions, de ses débiteurs et de ses prêts consentis à des parties liées parce que
leur valeur comptable est une approximation raisonnable de leur juste valeur.
La juste valeur des placements des comptes de réserve, qui se trouvent au niveau 1 de la hiérarchie des justes valeurs,
est présentée à la note 17.
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 de dérivés incorporés, et au niveau 2 lorsqu’il s’agit
de swaps de taux d’intérêt, de contrats à terme sur obligations et de contrats de change à terme.
Dépréciation des actifs financiers
La Société évalue à la fin de chaque période de l’information financière s’il existe une indication objective qu’un actif
financier ou qu’un groupe d’actifs financiers est déprécié. Les indications de dépréciation peuvent inclure des indications
que les débiteurs ou un groupe de débiteurs éprouvent d’importantes difficultés financières, le défaut de paiement des
intérêts ou du capital, la probabilité d’une faillite ou de toute autre restructuration financière et lorsque d’autres données
observables indiquent une diminution mesurable des flux de trésorerie futurs estimatifs, comme des variations au chapitre
des arrérages ou des conditions économiques corrélées avec les défaillances. Les pertes de valeur sont comptabilisées
dans les autres charges (produits), montant net, si nécessaire.
Si, au cours d’une période ultérieure, le montant de la perte de valeur diminue et que cette diminution peut être objectivement
liée à un événement survenant après la comptabilisation de la dépréciation (comme une amélioration de la notation de
crédit d’un débiteur), la reprise de la perte de valeur comptabilisée antérieurement est comptabilisée dans le compte
consolidé de résultat et l’état consolidé du résultat global.
Relations de couverture
La Société utilise des instruments financiers dérivés pour couvrir son exposition aux risques de marché. Depuis le 1er octobre
2014, lors de la désignation initiale de nouveaux éléments de couverture, la Société constitue une documentation formelle
de la relation entre les instruments de couverture et les éléments couverts, y compris les objectifs et la stratégie de gestion
des risques à adopter pour l’opération de couverture, ainsi que les méthodes qui serviront à évaluer l’efficacité de la relation
de couverture. La Société évalue, tant au commencement de la relation de couverture que sur une base continue, si les
instruments de couverture pourront être efficaces pour compenser les variations de la juste valeur ou des flux de trésorerie
des éléments couverts respectifs au cours de la période pour laquelle la couverture est désignée.
Pour la couverture de flux de trésorerie d’une transaction prévue, cette dernière doit être hautement probable et doit
comporter une exposition aux variations de flux de trésorerie qui pourraient, ultimement, affecter le résultat net présenté.
Les instruments dérivés sont comptabilisés initialement à la juste valeur et les coûts de transaction attribuables sont
comptabilisés en résultat net à mesure qu’ils sont engagés. Après leur comptabilisation initiale, les instruments dérivés
sont évalués à la juste valeur, et les changements connexes sont comptabilisés comme il est décrit ci-dessous.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 76
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Couvertures de flux de trésorerie
Lorsqu’un instrument dérivé est désigné comme instrument de couverture pour couvrir la variabilité des flux de trésorerie
imputable au risque particulier lié à un actif ou un passif comptabilisé ou à une transaction prévue hautement probable
pouvant avoir une incidence sur le bénéfice net, la partie efficace des variations de la juste valeur de l’instrument dérivé
est comptabilisée dans les autres éléments du résultat global et présentée dans le cumul des autres éléments du résultat
global en tant que capitaux propres. Le montant comptabilisé dans les autres éléments du résultat global est transféré en
résultat net au même poste que l’élément couvert dans le compte consolidé de résultat, au cours de la période où les flux
de trésorerie couverts ont une incidence sur le bénéfice net. Toute partie inefficace des variations de la juste valeur de
l’instrument dérivé est comptabilisée immédiatement en résultat net. Si l’instrument de couverture ne répond plus aux
critères de comptabilité de couverture, qu’il arrive à échéance, qu’il est vendu, résilié ou exercé, la comptabilité de couverture
cesse d’être appliquée de façon prospective. Le montant cumulatif du profit ou de la perte comptabilisé précédemment
dans les autres éléments du résultat global demeure dans le cumul des autres éléments du résultat global jusqu’à ce que
la transaction prévue influe sur le résultat net. Si la transaction prévue n’est plus susceptible de se produire, le solde du
cumul des autres éléments du résultat global est immédiatement comptabilisé en résultat net.
Couvertures d’investissement net dans des établissements à l’étranger
La Société applique la méthode de comptabilité de couverture aux écarts de change entre la monnaie fonctionnelle de
l’établissement à l’étranger et celle de la Société (le dollar canadien).
Les écarts de change découlant de la reconversion d’un passif financier désigné comme élément de couverture d’un
investissement net dans un établissement à l’étranger sont comptabilisés dans les autres éléments du résultat global dans
la mesure où l’élément de couverture est efficace, et sont présentés dans les capitaux propres dans le cumul des autres
éléments du résultat global. Toute tranche inefficace des variations des instruments de couverture est comptabilisée
directement en résultat net. Lorsqu’il y a cession de la portion couverte d’un investissement net, le montant approprié du
cumul des autres éléments du résultat global est reclassé dans le compte de résultat en tant que profit ou perte à la
cession.
Dérivés incorporés
Les dérivés incorporés sont séparés de leur contrat hôte et comptabilisés séparément si les caractéristiques économiques
et les risques du contrat hôte et du dérivé incorporé ne sont pas étroitement liés, qu'un instrument séparé comportant les
mêmes modalités que le dérivé incorporé répondrait à la définition d’un dérivé et que l’instrument composé n’est pas
évalué à la juste valeur par le biais du résultat net.
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 des actionnaires ne détenant 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.
Comptabilisation des produits
Les produits sont comptabilisés selon la comptabilité d’engagement au moment de la livraison de l’électricité à des tarifs
qui sont conformes aux CAÉ conclus auprès des services publics acquéreurs, ou au moment de la réception d’indemnités
versées par des assureurs ou des fournisseurs pour pertes de revenus s’il est pratiquement certain que l’indemnité sera
reçue.
Aide publique
L’aide publique sous la forme de subventions ou de crédits d’impôt à l’investissement remboursable est comptabilisée
dans les états financiers consolidés lorsqu’il y a une assurance raisonnable que la Société a respecté toutes les conditions
inhérentes à l’obtention de cette aide.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 77
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
La Société a droit à des subventions dans le cadre de l’initiative écoÉnergie. Les subventions sont de l’ordre de 1 ¢ par
kilowattheure produit aux installations hydroélectriques Ashlu Creek, Fitzsimmons Creek, Douglas Creek, Fire Creek,
Stokke Creek, Tipella Creek, Lamont Creek, Upper Stave River, 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 13 886 $ (12 463 $ en 2013) 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 d’exploitation.
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 charges 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 en résultat sur la période
d’acquisition des droits, un montant correspondant au titre du paiement fondé sur des actions étant porté aux 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.
Conversion de devises
La Société et ses filiales déterminent chacune leur monnaie fonctionnelle sur la base de la monnaie de l’environnement
économique principal dans lequel elles exercent leurs activités. La monnaie fonctionnelle de la Société est le dollar
canadien. Les transactions libellées en une devise autre que la monnaie fonctionnelle de l’entité sont converties au taux
de change en vigueur à la date de transaction. Les écarts de change connexes sont inclus dans le résultat net de chaque
entité pour la période au cours de laquelle ils surviennent.
Les opérations à l’étranger de la Société sont converties dans la monnaie de présentation de la Société, soit le dollar
canadien, à des fins d’inclusion dans les états financiers consolidés. Les actifs et les passifs monétaires et non monétaires
libellés en devises étrangères des établissements à l’étranger sont convertis au taux de change en vigueur à la fin de la
période de présentation de l’information financière. Les produits et les charges sont convertis au taux de change en vigueur
à la date de transaction. L’écart de change connexe est inclus dans les autres éléments du résultat global, et le cumul de
l’écart est présenté dans le cumul des autres éléments du résultat global. Les montants antérieurement comptabilisés
dans le cumul des autres éléments du résultat global sont comptabilisés en résultat lorsqu’une réduction de l’investissement
net survient.
La Société désigne une portion de sa dette libellée en dollars américains comme couverture de son placement dans ses
établissements à l’étranger dont la monnaie fonctionnelle est le dollar américain. L’écart de change sur la portion de sa
dette désignée comme couverture est inclus dans les autres éléments du résultat global, et le cumul de l’écart est présenté
dans le cumul des autres éléments du résultat global. L’écart lié à la tranche de la dette qui excède le placement dans les
filiales étrangères est comptabilisé immédiatement en résultat. L’écart sur les instruments de couverture liés à la tranche
efficace de la couverture accumulé dans la réserve au titre de l’écart de change est reclassé en résultat de la même façon
que l’écart de change lié aux établissements à l’étranger. La Société prépare une documentation en bonne et due forme
concernant cette couverture. La Société détermine à chacun des trimestres si la relation de couverture permet de compenser
efficacement l’écart de change sur son placement dans ses établissements à l’étranger dont la monnaie fonctionnelle est
le dollar américain.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 78
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Impôt sur le résultat
L’impôt exigible et l’impôt différé sont comptabilisés en résultat, sauf dans la mesure où l’impôt est généré par un
regroupement d’entreprises ou par des éléments comptabilisés en autres éléments du résultat global ou directement en
capitaux propres.
L’impôt exigible correspond au montant prévu de l’impôt sur le bénéfice imposable ou la perte fiscale pour l’exercice,
calculé selon les taux d’imposition adoptés ou quasi adoptés à la date de clôture et compte tenu de tout ajustement lié
aux exercices précédents.
L’impôt différé est comptabilisé relativement aux différences temporaires entre la valeur comptable des actifs et des passifs
aux fins de la présentation de l’information financière et la valeur utilisée aux fins de l’impôt. L’impôt différé est calculé
selon le taux d’impôt qui devrait être appliqué aux différences temporaires lorsqu’elles se résorberont, selon les lois
adoptées ou quasi adoptées à la date de clôture.
En ce qui a trait aux filiales, l’impôt différé n’est pas comptabilisé pour les différences temporaires entre la valeur comptable
des placements et leur valeur fiscale, à moins que ces différences doivent se résorber dans un avenir prévisible.
Des actifs d’impôt différé sont comptabilisés dans la mesure où il est probable qu’il existera un bénéfice imposable auquel
pourront être imputées les différences temporaires.
Bénéfice (perte) par action
Le bénéfice (la perte) 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 (la perte) par action dilué. Le bénéfice (la perte)
par action dilué est calculé de la même manière que le bénéfice (la perte) 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 cours du
marché moyen de l’exercice.
4. JUGEMENTS COMPTABLES CRITIQUES ET SOURCES PRINCIPALES D’INCERTITUDE
RELATIVE AUX ESTIMATIONS
Principales estimations et hypothèses
La préparation d’états financiers conformes aux IFRS exige que la direction fasse des estimations et formule des
hypothèses. Ces estimations et ces hypothèses ont une incidence sur les actifs et les passifs présentés, sur la présentation
des actifs et des passifs éventuels à la date des états financiers de même que sur les montants comptabilisés à l’égard
des produits et des charges au cours de la période concernée. Les résultats réels pourraient différer de ces estimations.
Au cours de la période considérée, la direction a fait un certain nombre d’estimations et formulé des hypothèses portant
notamment sur le calcul de la juste valeur des actifs acquis et des passifs repris dans les acquisitions d’entreprises, la
perte de valeur d’actifs, les durées d’utilité et le caractère recouvrable des immobilisations corporelles, des immobilisations
incorporelles et des frais de développement de 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.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 79
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Jugements et estimations critiques
Juste valeur des instruments financiers
Certains instruments financiers, tels que les instruments financiers dérivés, sont comptabilisés dans les états consolidés
de la situation financière à la juste valeur, et les variations de celle-ci sont reflétées dans le résultat. La juste valeur de
certains instruments financiers est estimée au moyen de techniques d’évaluation compte tenu de plusieurs hypothèses
liées, notamment, aux taux d’intérêt, aux écarts de taux et aux risques.
Durée d’utilité des immobilisations corporelles 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 de 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. et Parc éolien Mesgi’g Ugju’s’n (MU) S.E.C.
Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations
La Société effectue plusieurs estimations aux fins du calcul de la juste valeur du montant de l’obligation au moyen du taux
d’actualisation. 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.
Couverture
La Société évalue, tant au commencement de la relation de couverture que sur une base continue, si les instruments de
couverture seront efficaces pour compenser les variations de la juste valeur ou des flux de trésorerie des éléments couverts
respectifs au cours de la période pour laquelle la couverture est désignée.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 80
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 la résorption 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 de l'échelonnement, des sources et du niveau du bénéfice
imposable futur.
5. ACQUISITIONS D’ENTREPRISES
5.1 Acquisition des actifs de Sainte-Marguerite-1
Le 20 juin 2014, la Société et le Régime de rentes du Mouvement Desjardins (« Desjardins ») ont conclu l’acquisition de
la centrale hydroélectrique au fil de l’eau Sainte-Marguerite-1 (« SM-1 »), située au Québec, au Canada. Le prix d’achat
final de la centrale SM-1 s’est établi à 80 088 $, en plus de la reprise d’une dette sans recours liée au projet de 37 455 $
portant intérêt à un taux fixe effectif de 3,30 % et arrivant à échéance en 2025 (se reporter à la note 23).
Le prix d’achat final de 80 088 $ a été réglé comme suit : une tranche de 38 368 $ en espèces (y compris une retenue de
467 $) et une tranche de 41 720 $ par l’émission de parts privilégiées de Innergex Sainte-Marguerite, S.E.C.
(« SM-1 S.E.C. »), que le vendeur a immédiatement transférées à la Société en échange de 4 027 051 actions ordinaires
de la Société nouvellement émises à un prix de 10,36 $ par action ordinaire. Ainsi, la Société détient maintenant les parts
privilégiées de SM-1 S.E.C. qui portent un taux de distribution privilégié de 10,5 % jusqu’au 1er janvier 2024 et de 11,3 %
par la suite.
Le prix d’achat final a été calculé comme suit :
Espèces
Actions émises
Total du prix d’achat
38 368
41 720
80 088
La Société et Desjardins détiennent respectivement 50,01 % et 49,99 % des parts ordinaires de SM-1 S.E.C. Parallèlement
à l’acquisition de la centrale SM-1, Desjardins a souscrit à une débenture émise par SM-1 S.E.C. pour un produit total de
40 901 $. Cette débenture porte intérêt à un taux de 8,0 %, n’a aucun calendrier de remboursement prédéterminé et arrive
à échéance en 2064.
À la suite de la conclusion de l’acquisition, le vendeur a utilisé une tranche du produit en espèces pour rembourser à la
Société le dépôt de 25 000 $ qu’il a reçu en juillet 2012, plus des produits d’intérêts courus s’élevant à 3 464 $. Ce dépôt
et ces intérêts courus étaient comptabilisés dans les autres actifs non courants avant le remboursement.
La totalité de l’énergie produite par cette centrale est vendue à Hydro-Québec aux termes de deux contrats d’achat
d’électricité échéant en 2017 et en 2027, respectivement.
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 SM-1 a permis d’ajouter une puissance
installée additionnelle d’environ 30,5 MW au portefeuille de centrales hydroélectriques en exploitation de la Société.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 81
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Le tableau suivant reflète la répartition initiale du prix d’achat :
Compte de réserve
Immobilisations corporelles
Immobilisations incorporelles
Passifs courants
Dette à long terme
Passifs d’impôt différé
Actifs nets acquis
259
115 470
18 807
(506)
(37 455)
(16 487)
80 088
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 2014, les produits consolidés et la perte nette consolidée se seraient établis à
247 129 $ et à 83 892 $, respectivement, pour l’exercice clos le 31 décembre 2014.
Les montants des produits et de la perte nette de SM-1 S.E.C. depuis le 20 juin 2014, présentés dans le compte consolidé
de résultat, se sont chiffrés à 4 821 $ et à 2 763 $, respectivement, pour la période de 195 jours close le 31 décembre 2014.
5.2 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 faire 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.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 82
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Le tableau suivant reflète la répartition finale 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
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 consolidé 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.
5.3 Acquisition de Brown Miller Power L.P.
L’évaluation de l’acquisition de Brown Miller Power L.P. a été finalisée au cours de l'exercice 2013. 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
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 83
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
6. CHARGES D’EXPLOITATION
Salaires
Assurances
Exploitation et entretien
Impôts fonciers et redevances
Exercices clos les 31 décembre
2013
2014
3 607
2 400
18 210
17 295
41 512
2 851
2 119
16 367
12 610
33 947
Les amortissements comptabilisés dans les comptes consolidés de résultat sont principalement liés aux charges d’exploitation
engagées pour générer des produits.
7. CHARGES FINANCIÈRES
Exercices clos les 31 décembre
2014
2013
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
Charges de désactualisation des autres passifs
Autres
76 523
6 699
895
1 016
621
783
86 537
8. AUTRES CHARGES (PRODUITS), MONTANT NET
Exercices clos les 31 décembre
2013
2014
Coûts de transaction
Perte réalisée sur instruments financiers dérivés
Perte de change réalisée
Profit sur les contreparties conditionnelles
Autres produits, montant net
Perte de valeur des prêts
Radiation de frais de développement de projets
Règlement de réclamations reçues relativement à une acquisition
521
8 366
589
—
(2 045)
366
—
—
7 797
59 823
1 892
902
1 955
546
40
65 158
609
3 259
369
(19)
(2 832)
—
222
(2 000)
(392)
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 84
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
9. PARTICIPATIONS DANS DES COENTREPRISES
9.1 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
2014
49 %
50 %
31 décembre
2013
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 comptes de résultat et des états du résultat global
Produits
Charges d’exploitation et frais généraux et
administratifs
Charges financières
Autres produits, montant net
Amortissements
Perte nette (profit net) latent(e) sur instruments
financiers dérivés
(Perte nette) bénéfice net et résultat global
Exercices clos les 31 décembre
2014
2013
10 754
859
9 895
2 443
(38)
4 015
3 844
(369)
12 073
746
11 327
2 501
(34)
4 024
(4 694)
9 530
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 85
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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 2014
2 350
1 879
4 229
72 116
217
46 607
46 824
5 749
23 772
Au 31 décembre 2013
1 738
1 947
3 685
75 864
133
47 839
47 972
1 852
29 725
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
Pourcentage des titres de participation de la Société
dans la coentreprise
Valeur comptable de la participation de la Société dans
la coentreprise
Au 31 décembre 2014
23 772
49 %
11 648
Au 31 décembre 2013
29 725
49 %
14 565
Dette d’Umbata Falls, L.P.
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 pour
un taux global de 2,59 %. L’emprunt à terme est remboursable en versements trimestriels. L’échéance de juillet 2014
de l’emprunt d’Umbata Falls, qui est compris dans les passifs courants, a été reportée au 31 mars 2015. Umbata
Falls, L.P. prévoit refinancer le solde impayé avant la date de report.
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 2014, un montant de 470 $ a été utilisé pour fournir deux lettres de crédit. Cette
dette est garantie par la totalité des actifs d’Umbata Falls, L.P., d’une valeur comptable d’environ 76 300 $.
Umbata Falls, L.P. a conclu un swap de taux d’intérêt amortissable de 51 000 $, qui viendra à échéance en 2034 et
qui porte intérêt à un taux de 3,98 %.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 86
NOTES ANNEXES
(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 des états du résultat global
Exercices clos les 31 décembre
2014
2013
Produits
Charges d’exploitation et frais généraux et
administratifs
Charges financières
Autres produits, montant net
Amortissements
Perte nette latente sur instruments financiers dérivés
(Perte nette) bénéfice net et résultat global
Sommaire des états de la situation financière
11 081
1 818
9 263
3 570
(69)
2 933
3 838
(1 009)
Au 31 décembre 2014
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
4 996
964
5 960
62 452
520
3 482
4 002
58 588
5 822
1 295
131
1 164
231
(3 720)
369
1 517
2 767
Au 31 décembre 2013
1 787
7 434
9 221
63 940
183
8 017
8 200
44 813
20 148
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
Pourcentage des titres de participation de la Société
dans la coentreprise
Valeur comptable de la participation de la Société dans
la coentreprise
Au 31 décembre 2014
5 822
50 %
2 911
Au 31 décembre 2013
20 148
50 %
10 074
Dette de Viger-Denonville, s.e.c.
L’emprunt consiste en un emprunt à terme d’une durée de 18 ans, amorti sur une période de 18 ans commençant en
juin 2014. L’emprunt à terme porte intérêt à un taux variable équivalant aux taux des acceptations bancaires majoré
d’une marge applicable, pour un total de 3,90 %. Les remboursements de capital sont variables et s’établissent à
2 518 $ pour 2015. Les prêteurs ont également accepté de consentir une lettre de crédit d’un montant ne pouvant
dépasser 984 $. Au 31 décembre 2014, un montant de 984 $ a été utilisé pour fournir 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 68 400 $.
Viger-Denonville, s.e.c. a conclu un swap de taux d’intérêt amortissable 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 2014 – 87
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
9.2 Engagements des coentreprises
Au 31 décembre 2014, la quote-part de la Société des paiements prévus au titre des engagements liés à Umbata Falls,
L.P. et à Viger-Denonville, s.e.c. sont les suivants :
Années
2015
2016
2017
2018
2019
Par la suite
Total
Umbata Falls, L.P.
Production hydroélectrique
23 283
563
459
409
367
1 667
26 748
Production éolienne
Total
3 009
3 018
3 013
3 009
2 941
34 390
49 380
26 292
3 581
3 472
3 418
3 308
36 057
76 128
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, s.e.c.
Parc éolien communautaire Viger-Denonville, s.e.c. 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.
10. 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 de couvrir son exposition aux taux d’intérêt variables payables sur la tranche de sa dette à
long terme. 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 diminuer
de 14 570 $ la juste valeur négative de ces instruments financiers. Inversement, une baisse de la courbe des taux de swap
de 0,1 % ferait augmenter de 14 866 $ la juste valeur négative de ces instruments financiers.
La Société comptabilise les instruments financiers dérivés incorporés séparément des contrats hôtes :
•
•
Le dérivé incorporé indexé sur l'inflation se rapporte 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 minimal de 3 % et le taux d’inflation à long terme, estimé à 2 % au 31 décembre 2014,
pour la durée restante de ces contrats, actualisé à un taux de 2,20 %. 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 529 $. Une baisse du
taux d’inflation à long terme de 0,1 % ferait augmenter la juste valeur de ces instruments financiers de 527 $.
Le dérivé incorporé en devises ajuste le prix de l'achat de matériel en fonction des variations des taux de change de
l'euro par rapport au dollar canadien. Le prix de l'achat de matériel change selon la variation du taux de change, pour
une valeur nominale de 78 400 euros. L'incidence prévue d'une augmentation de 10 % de l'euro par rapport au dollar
canadien créerait une perte de 9 800 $; une diminution de 10 % de l'euro par rapport au dollar canadien créerait un
profit de 9 800 $. Toutefois, ce dérivé incorporé dispose d'une couverture économique avec un contrat de change à
terme dont la valeur nominale est la même. Les profits ou les pertes sur le dérivé incorporé découlant d'une variation
du taux de change de l'euro par rapport au dollar canadien sont contrebalancés par les profits ou les pertes liés au
contrat de change à terme.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 88
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Le classement de tous les actifs et passifs financiers selon la hiérarchie des justes valeurs est demeuré inchangé en 2014.
Actifs (passifs) financiers
Au 1er janvier 2014
Dérivé incorporé au titre d'un contrat
d’achat de matériel
Variation de la juste valeur des
instruments financiers dérivés
Règlements
Comptabilisé en résultat net
Variation de la juste valeur des
instruments financiers dérivés
comptabilisée dans les autres
éléments du résultat global
Au 31 décembre 2014
Dérivé
incorporé
en devises
(niveau 3)
Contrat de
change
à terme
(niveau 2)
Instruments de
couverture du
taux d’intérêt
(niveau 2)
Clauses
d’inflation
(niveau 3)
Total
—
547
995
—
995
—
—
(31 015)
6 648
(24 367)
—
—
547
(1 228)
—
(1 228)
(128 543)
8 366
(120 177)
(1 275)
—
(1 275)
(130 051)
8 366
(121 685)
—
1 542
—
(343)
—
(343)
(1 228)
(151 535)
5 373
(145 848)
Actifs (passifs) financiers
Au 1er janvier 2013
Variation de la juste valeur des instruments
financiers dérivés
Règlements
Profit net (perte nette) latent(e) sur instruments
financiers dérivés
Au 31 décembre 2013
Présentés dans les états financiers consolidés :
Actifs courants – Instruments financiers dérivés
Actifs non courants – Instruments financiers dérivés
Passifs courants – Instruments financiers dérivés
Passifs non courants – Instruments financiers dérivés
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)
Au 31 décembre 2014
Au 31 décembre 2013
2 948
3 968
(104 095)
(48 669)
(145 848)
7 563
7 066
(12 915)
(26 081)
(24 367)
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 89
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Risque de taux d’intérêt
Les modalités des contrats réduisant le risque de fluctuation des taux d’intérêt de la Société sont les suivantes :
Contrats
Contrats dans le cadre desquels la
comptabilité de couverture n'est pas
utilisée
Contrats à terme sur obligations à des taux
variant de 2,74 % à 3,32 % (3,04 % à 3,27 %
en 2013)
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 4,93 %, amortissables
Swaps de taux d’intérêt à des taux variant de
3,35 % à 3,60 %, amortissables
Swap de taux d’intérêt au taux de 3,74 %,
amortissable
Swap de taux d’intérêt au taux de 4,22 %,
amortissable
Swap de taux d’intérêt au taux de 4,25 %,
amortissable
Swap de taux d’intérêt au taux de 4,61 %,
amortissable
Swap de taux d’intérêt au taux de 2,85 %,
amortissable
Contrat dans le cadre duquel la
comptabilité de couverture est utilisée
Swaps de taux d’intérêt à des taux variant de
2,30 % à 2,33 %
Échéance
Option de
résiliation
anticipée
31 décembre
2014
31 décembre
2013
Valeur nominale
2015
2015
2016
2018
2026
2027
2030
2030
2031
2035
2041
Aucune
Aucune
Aucune
Aucune
Aucune
Aucune
Aucune
2016
2016
2025
2016
535 000
340 000
15 000
3 000
82 600
49 718
37 506
93 511
27 485
43 360
15 000
3 000
82 600
52 539
39 807
97 723
28 803
45 417
100 463
102 818
19 313
1 006 956
19 591
827 298
2024
2019
40 000
1 046 956
—
827 298
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 le taux d’intérêt, excluant la marge applicable sur la dette.
Risque de change
Les modalités du contrat réduisant le risque de change de la Société sont les suivantes :
Contrat
Échéance
Option de
résiliation
anticipée
Valeur nominale
31 décembre
2014
31 décembre
2013
Contrat dans le cadre duquel la
comptabilité de couverture n'est pas
utilisée
Contrats de change à terme, 1,43 $ CA
pour 1 €
2015
Aucune
78 400
—
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 90
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Au 31 décembre 2014, les éléments suivants ont été désignés en tant qu’instruments de couverture des flux de
trésorerie afin d’atténuer le risque de taux d’intérêt :
Valeur comptable de
l’instrument de couverture
Valeur nominale
de l’instrument
de couverture
Actifs
Passifs
Poste de l’état de
la situation
financière où
se trouve
l’instrument de
couverture
Variations de la
juste valeur utilisée
pour calculer
l’efficacité de la
couverture pour
2014
Couvertures de flux
de trésorerie :
Risque de taux d’intérêt
Swaps de taux d’intérêt
40 000
—
(424)
Instruments
financiers
dérivés
(courants et non
courants)
(424)
Le tableau suivant présente un sommaire des éléments couverts de la Société au 31 décembre 2014 :
Variations de la juste
valeur utilisée pour
calculer l’efficacité de la
couverture pour 2014
Réserve de couverture
de flux de trésorerie
Réserve au titre de la
conversion de devises
Couverture de flux de trésorerie :
Risque de taux d’intérêt
Swap de taux d’intérêt
Couverture d’un investissement net
dans un établissement à l’étranger :
Risque de change
Avances au taux LIBOR
343
343
—
648
—
648
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 91
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’incidence des couvertures inefficaces et des profits ou pertes de couverture au
31 décembre 2014 :
Variations de la
juste valeur de
l’instrument de
couverture
comptabilisé
dans les autres
éléments du
résultat global
Couvertures
inefficaces
comptabilisées
en résultat net
Poste du
compte de
résultat qui
comprend les
couvertures
inefficaces
Montant
provenant de
la réserve de
couvertures de
flux de
trésorerie
reclassé en
résultat net
Montant
provenant de
la réserve au
titre de la
conversion
des devises
reclassé en
résultat net
Poste du
compte de
résultat touché
par le
reclassement
Couverture de flux
de trésorerie :
Risque de taux
d’intérêt
Swap de taux
d’intérêt
Couverture d’un
investissement net
dans un
établissement à
l’étranger :
Risque de change
Avances au taux
LIBOR
Perte nette
(profit net)
latent(e) sur
les
instruments
financiers
dérivés
343
83
—
—
—
648
—
—
—
—
—
Les sources des couvertures inefficaces proviennent de la variation du risque de crédit de chaque partie de la couverture.
11. 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
(Économie) charge d’impôt différé comptabilisée pour l’exercice
considéré
(Diminution) augmentation des taux d’imposition différés
Ajustements comptabilisés dans l’exercice considéré
relativement à l’impôt différé des exercices précédents
Total de (l'économie) la charge d’impôt comptabilisée pour
l’exercice considéré
31 décembre 2014
31 décembre 2013
3 079
(65)
3 014
(29 280)
(198)
(408)
(29 886)
(26 872)
2 639
(21)
2 618
16 003
1 226
1 014
18 243
20 861
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 92
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 (l'économie) la charge d’impôt et (de la perte) du bénéfice
comptable pour l’exercice :
31 décembre 2014
31 décembre 2013
(Perte) bénéfice avant impôt sur le résultat
Taux d’imposition canadien prévu par la loi
(Économie) 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
Incidence des pertes fiscales non comptabilisées
antérieurement et inutilisées et des différences temporaires
utilisées pendant l'exercice
Bénéfice imposable à un taux autre que le taux d’imposition
canadien prévu par la loi
(Diminution) augmentation des taux d’imposition différés
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
(Économie) charge d'impôt comptabilisée en résultat
(111 250)
26,6 %
(29 593)
547
(1 663)
537
(198)
623
212
(65)
(408)
—
3 116
20
(26 872)
66 292
26,5 %
17 567
473
(520)
—
1 226
1 262
171
(21)
1 014
(1 260)
943
6
20 861
Le taux d’imposition pour 2014 et 2013 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. L'augmentation du taux d'imposition est attribuable à une restructuration interne et à l'acquisition d'un
projet situé au Québec.
b)
Impôt comptabilisé dans les autres éléments du résultat global
31 décembre 2014
31 décembre 2013
Impôt différé
Sur les produits 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
Variation de la juste valeur des instruments de couverture
comptabilisée dans les autres éléments du résultat global
Total de l’impôt comptabilisé directement dans les autres
éléments du résultat global
85
(85)
(90)
(90)
46
(45)
—
1
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 93
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
31 décembre 2014
31 décembre 2013
(22)
(22)
—
—
d) Actifs et passifs d’impôt exigible
Actifs d’impôt exigible
Remboursement d’impôt à recevoir
Passifs d’impôt exigible
Impôt à payer
e) Soldes d’impôt différé
31 décembre 2014
31 décembre 2013
93
80
1 408
2 216
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 2014
31 décembre 2013
14 025
(162 303)
(148 278)
1 804
(163 689)
(161 885)
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 94
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Au
1er janvier
2014
Comptabilisé
dans le
compte de
résultat
Comptabilisé
dans les
autres
éléments du
résultat
global
Comptabilisé
dans
l'acquisition
d'entreprises
Transfert des
frais de
développement
de projets dans
les
immobilisations
corporelles et
incorporelles
Comptabilisé
directement
dans les
capitaux
propres
Écarts de
change,
montant net
Au
31 décembre
2014
(86 445)
(93 555)
(12 716)
(672)
(681)
14 772
(5 675)
(175)
649
1 198
405
(182 895)
21 010
(161 885)
1 984
3 693
(11 456)
(56)
(174)
32 630
(130)
49
(68)
(1 938)
205
24 739
5 147
29 886
—
—
—
(85)
—
90
—
—
—
—
—
5
85
90
(16 698)
(1 545)
—
—
—
—
1 756
—
—
—
—
(16 487)
—
(16 487)
(8 567)
(6 126)
14 693
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
22
—
22
—
22
54
(42)
—
—
—
—
—
—
—
—
—
12
84
96
(109 672)
(97 575)
(9 479)
(813)
(855)
47 492
(4 049)
(126)
581
(718)
610
(174 604)
26 326
(148 278)
Actifs (passifs) d’impôt différé liés aux
éléments suivants :
Immobilisations corporelles
Immobilisations incorporelles
Frais de développement de 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
Rémunération fondée sur des actions
Pertes fiscales
Au 31 décembre 2014, la Société, ses filiales et ses coentreprises avaient des pertes autres qu’en capital totalisant environ 94 000 $ qui peuvent être utilisées pour réduire
le bénéfice imposable futur. Ces pertes autres qu’en capital viennent à échéance graduellement entre 2027 et 2034.
La Société et ses filiales ont comptabilisé des pertes en capital totalisant environ 3 000 $, lesquelles peuvent être utilisées pour réduire les gains en capital d’exercices
futurs.
La Société a comptabilisé des actifs d’impôt différé sur des pertes autres qu’en capital et sur des pertes en capital, car il est probable qu'il existera un bénéfice imposable
et des gains en capital imposables suffisants découlant de projets hydroélectriques, solaires et éoliens qui sont actuellement en exploitation ou qui le seront dans un proche
avenir.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 95
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Au
1er janvier
2013
Comptabilisé
dans le
compte de
résultat
Comptabilisé
dans les
autres
éléments du
résultat
global
Comptabilisé
dans
l'acquisition
d'entreprises
Transfert des
frais de
développement
de projets dans
les
immobilisations
corporelles et
incorporelles,
et autres
reclassements
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)
(10 904)
308
5 141
(206)
(168)
(11 624)
358
42
13
(1 887)
192
(18 735)
492
(18 243)
—
—
—
(46)
—
—
—
—
—
—
—
(46)
45
(1)
(5 729)
(7 748)
—
—
—
—
2 521
—
636
—
—
(10 320)
—
(10 320)
(2 542)
(4 343)
6 672
—
—
—
—
—
—
213
—
—
—
—
75
(34)
—
—
—
—
—
—
—
—
—
41
57
98
(86 445)
(93 555)
(12 716)
(672)
(681)
14 772
(5 675)
(175)
649
1 198
405
(182 895)
21 010
(161 885)
Actifs (passifs) d’impôt différé liés aux
éléments suivants :
Immobilisations corporelles
Immobilisations incorporelles
Frais de développement de 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
Rémunération fondée sur des actions
Pertes fiscales
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 96
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 exploitation
Pertes fiscales – de type capital
Coûts de transaction
31 décembre 2014
31 décembre 2013
3 525
—
2 162
5 687
8 079
569
2 842
11 490
Les pertes fiscales – de type exploitation – non comptabilisées viendront à échéance graduellement entre 2029 et 2033.
12. BÉNÉFICE PAR ACTION
(La perte nette) le bénéfice net par action est calculé(e) de la façon suivante :
(Perte nette) bénéfice net attribuable aux propriétaires de
la société mère
Dividendes déclarés sur les actions privilégiées
(Perte nette) bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires
Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires (en milliers)
(Perte nette) bénéfice net 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)
(Perte nette) bénéfice net par action, dilué(e) (en $) b)
Exercices clos les 31 décembre
2013
2014
(54 853)
(7 125)
(61 978)
98 341
(0,63)
98 341
210
98 551
(0,63)
48 170
(7 391)
40 779
94 694
0,43
94 694
86
94 780
0,43
a) Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2014, 1 640 000 des 3 470 684 options sur actions (2 013 420 des
3 073 684 options sur actions pour l’exercice clos le 31 décembre 2013) et 7 558 684 actions qui peuvent être émises
à la conversion de débentures convertibles (7 558 684 actions pour l’exercice clos le 31 décembre 2013) 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 2014, 1 830 684 des 3 470 684 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 2014 – 97
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
13. RÉMUNÉRATION DES PRINCIPAUX MEMBRES DE LA DIRECTION
Le tableau suivant présente les charges comptabilisées par la Société à l’égard des 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
2013
2014
4 525
567
—
694
244
6 030
3 940
566
39
678
295
5 518
14. 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 d’exploitation
Frais généraux et administratifs
Charges liées aux projets potentiels
Coûts de transaction
Incorporées aux immobilisations corporelles
Incorporées aux frais de développement de projets
Exercices clos les 31 décembre
2013
2014
3 607
8 534
2 542
281
4 377
1 873
21 214
2 851
7 919
1 631
609
2 769
2 552
18 331
15. LIQUIDITÉS ET PLACEMENTS À COURT TERME SOUMIS À RESTRICTIONS
Comptes de liquidités soumises à restrictions
Compte de produit d’emprunts soumis à restrictions
Comptes de paiement du service de la dette
Au 31 décembre 2014 Au 31 décembre 2013
19 975
23 115
6 655
49 745
7 387
71 678
6 742
85 807
Dans le cadre des conventions de crédit de Kwoiek Creek L.P., de Northwest Stave L.P. et de Tretheway L.P., 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 et
les sommes sont transférées périodiquement dans les liquidités soumises à restrictions afin de financer la construction
des projets. Par ailleurs, les liquidités soumises à restrictions sont utilisées pour payer les coûts des travaux de construction
exigibles des projets, et pour retenir les montants liés aux retenues de garantie au titre de la construction qui seront libérés
à la fin des travaux de construction des projets respectifs.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 98
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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 du service de la dette. Au titre des comptes de paiement
du service de la dette, 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
Autres
Au 31 décembre 2014 Au 31 décembre 2013
27 983
4 421
1 538
1 329
35 271
14 787
1 595
1 898
1 519
19 799
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.
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.
17. COMPTES DE RÉSERVE
Réserves au 1er janvier 2014
Réserve acquise dans le cadre d’une acquisition
d’entreprises (note 5.1)
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
31 décembre 2014
Réserve pour
l’énergie
hydrologique/
éolienne
43 972
—
(6 485)
60
37 547
(651)
36 896
Réserve
pour travaux
d’entretien majeurs
3 590
Total
259
(53)
(8)
3 788
—
3 788
47 562
259
(6 538)
52
41 335
(651)
40 684
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 99
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Réserves au 1er janvier 2013
Réserve acquise dans le cadre d’une acquisition
d’entreprises (note 5.2)
(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
31 décembre 2013
Réserve pour
l’énergie
hydrologique/
éolienne
Réserve
pour travaux
d’entretien
majeurs
Total
45 291
—
(1 362)
43
43 972
(1 771)
42 201
2 325
422
835
8
3 590
—
3 590
47 616
422
(527)
51
47 562
(1 771)
45 791
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 400 $ (395 $ en 2013).
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 36 $ (27 $ en 2013).
Placements des comptes de réserve
Titres garantis par le gouvernement
Placements à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie
Échéance
2015
2015
—
Juste valeur
724
9 032
31 579
41 335
Valeur comptable nette
724
9 032
31 579
41 335
La juste valeur 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 39 018 $ (42 797 $ en 2013) dans les comptes de réserve est soumise à des restrictions
en vertu d’ententes de crédit.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 100
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
18. IMMOBILISATIONS CORPORELLES
Coût
Au 1er janvier 2014
Ajouts
Acquisition d’entreprises (note 5.1)
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 2014
Cumul de l’amortissement
Au 1er janvier 2014
Amortissement
Cessions
Autres variations
Écarts de change, montant net
Au 31 décembre 2014
Valeur comptable au 31 décembre
2014
Terrain
Centrales
hydroélectriques
Parcs éoliens
Installation
solaire
Installations
en construction
Autre
matériel
2 141
161
230
—
—
—
—
9
2 541
—
—
—
—
—
—
1 063 065
7 463
115 240
154 175
—
(298)
(28)
512
1 340 129
(107 529)
(28 015)
30
10
(166)
(135 670)
370 729
501
124 205
—
—
—
—
—
876
—
372 106
(64 772)
(17 736)
—
(20)
—
(82 528)
—
—
—
—
39
—
124 244
(9 915)
(5 951)
—
—
—
(15 866)
201 742
222 555
—
(154 175)
17 279
—
—
—
287 401
—
—
—
—
—
—
7 473
1 150
—
—
—
(185)
(82)
11
8 367
(3 722)
(1 443)
151
87
(8)
(4 935)
Total
1 769 355
231 830
115 470
—
17 279
(483)
805
532
2 134 788
(185 938)
(53 145)
181
77
(174)
(238 999)
2 541
1 204 459
289 578
108 378
287 401
3 432
1 895 789
La totalité des immobilisations corporelles est donnée en garantie des financements de projet respectifs ou du financement général de la Société.
Les ajouts au cours de l’exercice considéré comprennent des frais de financement incorporés dans le coût de l’actif de 5 647 $ (13 359 $ pour l’exercice clos le
31 décembre 2013), 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’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 1 408 $ (1 161 $ au 31 décembre 2013).
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 101
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Terrain
Centrales
hydroélectriques
Parcs éoliens
Installation
solaire
Installations
en construction
Autre
matériel
Coût
Au 1er janvier 2013
Ajouts
Acquisitions d’entreprises (notes 5.2
et 5.3)
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
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
—
—
—
(99)
(1 204)
—
370 729
(47 255)
(17 517)
—
—
—
(64 772)
—
—
—
—
(28)
—
124 205
(3 965)
(5 950)
—
—
—
(9 915)
140 901
87 926
—
(75 177)
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)
Total
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
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 102
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 2014
Acquisition d’entreprise
(note 5.1)
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 2014
Cumul de l’amortissement
Au 1er janvier 2014
Amortissement
Autres variations
Écarts de change, montant net
Au 31 décembre 2014
Valeur nette au 31 décembre
2014
Coût
Au 1er janvier 2013
Acquisition d’entreprise
(notes 5.2 et 5.3)
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
Amortissement
Autres variations
Écarts de change, montant net
Au 31 décembre 2013
Valeur nette au 31 décembre
2013
Installations
hydroélectriques
Parcs
éoliens
Installation
solaire
Installations
en
construction
Total
478 619
81 582
9 538
12 115
581 854
18 807
4
—
—
190
497 620
(90 526)
(15 498)
—
(71)
(106 095)
—
—
—
(5 766)
—
75 816
(24 460)
(4 876)
5 766
—
(23 570)
—
—
—
—
—
9 538
(775)
(477)
—
—
(1 252)
—
(4)
23 240
—
—
35 351
18 807
—
23 240
(5 766)
190
618 325
—
(96)
—
—
(96)
(115 761)
(20 947)
5 766
(71)
(131 013)
391 525
52 246
8 286
35 255
487 312
Installations
hydroélectriques
Parcs
éoliens
Installation
solaire
Installations
en
construction
Total
426 334
81 582
9 538
7 195
524 649
45 145
7 000
—
5
135
478 619
(74 924)
(15 552)
(5)
(45)
(90 526)
—
—
—
—
—
81 582
(20 003)
(4 457)
—
—
(24 460)
—
—
—
—
—
9 538
(298)
(477)
—
—
(775)
—
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
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 103
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
20. FRAIS DE DÉVELOPPEMENT DE PROJETS
Coût
Solde au début de l’exercice
Ajouts
Transfert aux immobilisations corporelles
Transfert aux immobilisations incorporelles
Radiation de frais de développement de projets
Autres variations
Solde à la fin de l’exercice
31 décembre 2014
31 décembre 2013
81 643
20 443
(17 279)
(23 240)
—
(547)
61 020
103 529
38 044
(47 597)
(12 111)
(222)
—
81 643
Pour les exercices clos les 31 décembre 2014 et 2013, la Société a effectué un test de dépréciation annuel à l’égard des
frais de développement de projets. Selon le résultat de ces tests, aucune perte de valeur n’a dû être inscrite.
Le montant recouvrable des frais de développement de 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 6,50 % (7,84 %
à 9,00 % en 2013).
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 ils le seront.
•
Les ajouts au cours de l’exercice considéré comprennent des intérêts capitalisés de 235 $ (622 $ en 2013).
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 2014 Au 31 décembre 2013
935
4 166
3 168
8 269
935
4 166
3 168
8 269
Pour les exercices clos les 31 décembre 2014 et 2013, la Société a effectué des tests de dépréciation annuels à l’égard
du goodwill. D’après le résultat de ces tests, aucune perte de valeur n’a été 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 5,54 % (6,84 % en 2013).
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 104
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 2014 Au 31 décembre 2013
30 058
6 143
7 019
2 387
45 607
32 750
7 129
6 548
1 831
48 258
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 105
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 2014
Au 31 décembre 2013
Facilité à terme de crédit rotatif a)
Avances au taux préférentiel renouvelables jusqu’en 2019 (taux de 3,85 %,
3,60 % en 2013)
Acceptations bancaires renouvelables jusqu’en 2019 (taux de 3,06 %,
2,57 % en 2013)
Avances au taux LIBOR, 13 900 $ US, renouvelables jusqu’en 2019 (taux
de 2,04 %, 1,54 % en 2013)
Emprunts à terme
Centrales en exploitation de Harrison, emprunts à terme ne portant pas
intérêt, consentis par des partenaires, échéant en avril 2015 b)
Hydro-Windsor, emprunt à terme, taux fixe de 8,25 %, échéant en 2016 c)
Fitzsimmons Creek, emprunt à terme, taux variable, échéant en 2016 (taux
de 2,42 %, 2,37 % en 2013) d)
Magpie, crédit-relais, taux fixe de 2,33 %, échéant en 2017 e)
Magpie, débenture, taux fixe de 5,30 %, échéant en 2017 e)
Montagne-Sèche, emprunt à terme, taux variable, échéant en 2021 (taux de
3,05 %, 3,72 % en 2013) f)
Rutherford Creek, emprunt à terme, taux fixe de 6,88 %, échéant en 2024 g)
Magpie, débenture convertible, taux fixe de 6,16 %, convertible en 2025 e)
Ashlu Creek, emprunt à terme, taux variable, échéant en 2025 (taux de
2,96 %, 2,81 % en 2013) h)
Sainte-Marguerite, emprunt à terme, taux fixe de 3,30 %, échéant en 2025 i)
L’Anse-à-Valleau, emprunt à terme, taux variable, échéant en 2026 (taux de
2,50 %, 2,32 % en 2013) j)
Carleton, emprunt à terme, taux variable, échéant en 2027 (taux de 3,46 %,
3,28 % en 2013) k)
Stardale, emprunt à terme, taux variable, échéant en 2030 (taux de 3,55 %,
3,47 % en 2013) l)
Magpie, emprunt à terme, taux fixe de 4,37 %, échéant en 2031 e)
Kwoiek Creek, prêt à la construction, taux fixe de 5,08 %, échéant en 2052
m)
Northwest Stave River, prêt à la construction, taux fixe de 5,30 %, échéant
en 2053 n)
Kwoiek Creek, taux fixe de 10,07 %, échéant en 2054 m)
Tretheway, prêt à la construction, taux fixe de 4,99 % o)
Sainte-Marguerite, débenture, taux fixe de 8,00 %, échéant en 2064 i)
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 3,95 %, 3,97 % en 2013) p), s)
Centrales en exploitation de Harrison, obligation prioritaire à taux fixe de
6,61 % échéant en 2049 q), s)
Centrales en exploitation de Harrison, obligation subordonnée à rendement
réel échéant en 2049 (taux de 5,02 %, 5,04 % en 2013) r), s)
Frais de financement différés
Tranche à court terme de la dette à long terme
Tranche à long terme
20
321 880
16 125
1 750
2 145
21 430
850
1 094
27 485
42 677
5 262
96 695
35 899
38 716
48 997
101 643
54 452
168 500
71 972
3 662
92 916
42 401
136
225 014
209 485
27 820
1 659 026
(14 427)
1 644 599
(33 799)
1 610 800
20
170 480
14 784
—
3 186
21 791
1 156
1 399
28 803
45 757
5 497
98 822
—
41 188
51 712
106 220
56 566
168 500
71 972
3 662
—
—
116
223 049
211 681
27 031
1 353 392
(13 025)
1 340 367
(26 649)
1 313 718
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 106
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 6 novembre 2014, la Société a signé une entente de modification afin de proroger de 2018 à 2019 sa facilité à
terme de crédit renouvelable en plus d’augmenter temporairement sa capacité d’emprunt de 50 000 $, jusqu'au
30 juin 2015, la faisant passer de 425 000 $ à 475 000 $. Ces modifications permettront une plus grande souplesse
financière d’ici à ce que la Société conclue les quatre financements de projets qui restent à mettre en place.
Au 31 décembre 2014, des avances au taux des acceptations bancaires et des avances au taux préférentiel totalisant
321 900 $ ainsi qu'une avance au taux LIBOR de 16 125 $ (13 900 $ US) ont été consenties en vertu de cette facilité.
Un montant de 31 145 $ a été utilisé pour fournir des lettres de crédit. Par conséquent, la tranche inutilisée et disponible
de la facilité s’élève à 105 830 $. La valeur comptable des actifs de la Société et des filiales qui ont été donnés en
garantie en vertu de cette facilité totalise environ 803 300 $.
b) Centrales en exploitation de Harrison, emprunts à terme
Le 21 avril 2014, les partenaires de la Société dans le projet de Harrison ont prêté de l’argent aux centrales en
exploitation de Harrison. Les emprunts ne portent pas intérêt. Les emprunts que les partenaires ont consentis aux
centrales en exploitation de Harrison s’élèvent à 1 750 $.
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 2015 s’établissent à
1 078 $. Cet emprunt est garanti par les actifs d’Hydro-Windsor, S.E.C., d’une valeur comptable d’environ 10 400 $.
d) 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 295 $ pour 2015.
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 2014, un montant de 150 $ a été utilisé pour fournir deux lettres de crédit. Cette dette
est garantie par les actifs de Fitzsimmons Creek Hydro L.P., d’une valeur comptable d’environ 25 600 $.
e) Magpie
Dans le cadre de l’acquisition de Magpie, la Société a repris 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. Ce crédit-relais 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 %.
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 %.
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.
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. Cet 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 %.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 107
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Ces emprunts sont remboursables en versements mensuels. Les remboursements de capital relatifs à l’emprunt à
terme varient et s’établissent à 1 593 $ pour 2015; les remboursements de capital relatifs au crédit-relais s’établissent
à 288 $ pour 2015. Le crédit-relais et l’emprunt à terme sont garantis par les actifs de Société en commandite Magpie,
d’une valeur comptable d’environ 103 800 $.
f) Montagne-Sèche
En mai 2014, la Société a renégocié l’emprunt afin de repousser l’échéance à juin 2021. Au 31 décembre 2014, les
emprunts portaient intérêt au taux des acceptations bancaires majoré d’une marge applicable. Les remboursements
de capital sont variables et s’établissent à 1 422 $ pour 2015.
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 2014, un montant de 267 $ a été utilisé pour fournir une lettre de crédit. L’emprunt
est garanti par les actifs d’Innergex Montagne-Sèche, S.E.C., d’une valeur comptable d’environ 39 000 $.
g) 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 douze 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 3 299 $ pour 2015.
L’emprunt est garanti par les actifs de Rutherford Creek Power Limited Partnership, d’une valeur comptable d’environ
86 000 $.
h) 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 2 506 $ pour 2015.
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 2014, un montant de 1 595 $ a été utilisé pour fournir une lettre de crédit. L’emprunt
est garanti par les actifs de l’installation hydroélectrique d’Ashlu Creek, d’une valeur comptable d’environ 172 400 $.
i) Sainte-Marguerite
Dans le cadre de l’acquisition de Sainte-Marguerite, la Société a repris un emprunt à terme de 30 796 $ portant intérêt
à un taux de 7,40 %, remboursable au moyen de paiements mensuels de capital et d’intérêts réunis totalisant 360 $,
augmentant d’année en année et arrivant à échéance en 2025. Les remboursements de capital s’établissent à 2 308 $
pour 2015. L’emprunt à terme a été comptabilisé à sa juste valeur de marché de 37 455 $, pour un taux d’intérêt
effectif de 3,30 %. Cet emprunt est garanti par les actifs de Sainte-Marguerite S.E.C., d’une valeur comptable d’environ
140 500 $.
Parallèlement à l’acquisition de la centrale Sainte-Marguerite, une débenture a été émise par Sainte-Marguerite S.E.C.
au Régime de rentes du Mouvement Desjardins pour un produit total de 40 901 $. En décembre 2014, un montant
additionnel de 1 500 $ a été souscrit au titre de la débenture émise par Sainte-Marguerite S.E.C. pour un montant
total de 42 401 $. Cette débenture porte intérêt à un taux de 8,00 %, n’a aucun calendrier de remboursement
prédéterminé et arrive à échéance en 2064.
j) 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 2 625 $ pour 2015.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 108
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Les prêteurs ont également accepté de consentir une facilité de crédit de 1 200 $ afin de fournir des lettres de crédit.
Au 31 décembre 2014, un montant de 423 $ avait été utilisé pour fournir une lettre de crédit. L’emprunt est garanti
par les actifs d’Innergex AAV, S.E.C., d’une valeur comptable d’environ 60 700 $.
k) 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 3 176 $ pour 2015.
Cette dette est garantie par la totalité des actifs d’Innergex CAR, S.E.C., d’une valeur comptable d’environ 77 900 $.
l) 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 4 781 $ pour 2015. 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 2014, un montant de 5 600 $ a été utilisé pour fournir deux lettres de crédit.
L’emprunt est garanti par les actifs de Stardale L.P., d’une valeur comptable d’environ 120 800 $.
m) Kwoiek Creek
Le prêt de construction à terme de 168 500 $ porte intérêt à un taux fixe de 5,08 %; il a été converti en un emprunt à
terme en février 2015 et le capital sera amorti sur une période de 36 ans venant à échéance en 2052. Cet emprunt
est garanti par les actifs de Kwoiek Creek Resources, L.P., d’une valeur comptable d’environ 182 700 $.
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 10,07 %. 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’élevait à 56 732 $ au 31 décembre 2014.
n) 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 a été converti en un emprunt à terme en février 2015 et le capital sera amorti sur une période
de 35 ans venant à échéance en 2053. L’emprunt est garanti par les actifs de Northwest Stave River L.P., d’une valeur
comptable d’environ 87 800 $.
o) Tretheway
Le 30 septembre 2014, la Société a conclu un financement de projet sans recours pour un prêt de construction et un
emprunt à terme de 92 916 $ visant le projet de centrale hydroélectrique au fil de l’eau Tretheway Creek. Le prêt de
construction porte intérêt à un taux fixe de 4,99 %; il sera converti en un emprunt à terme de 40 ans lors de la mise
en service du projet et le capital sera amorti sur une période de 35 ans à compter de la sixième année. Au 31 décembre
2014, un montant de 92 916 $ avait été prélevé sur ce prêt. Cet emprunt est garanti par les actifs de Tretheway L.P.,
d'une valeur comptable d'environ 133 300 $.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 109
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
p) 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 en
juin 2049. Les paiements semestriels se chiffrent à 5 790 $ avant ajustement pour tenir compte de l’IPC (6 527 $ après
l’ajustement selon l’IPC en 2014). En décembre 2031, les paiements diminueront à 4 481 $, avant ajustement de
l’IPC, jusqu’à l’échéance de l’obligation. Pour 2015, les remboursements de capital s’établissent à 5 527 $. L’obligation
est garantie par les centrales en exploitation de Harrison.
q) 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 en septembre 2049.
Les paiements semestriels se chiffrent à 8 072 $. En septembre 2031, les paiements diminueront à 6 724 $ jusqu’à
l’échéance de l’obligation. Pour 2015, les remboursements de capital s’établissent à 3 103 $. L’obligation est garantie
par les centrales en exploitation de Harrison.
r) 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 en septembre 2049. Les paiements trimestriels d’intérêts se chiffrent à 291 $ avant
ajustement pour tenir compte de l’IPC (328 $ après l’ajustement selon l’IPC en 2014).
En 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 juin 2017. L’obligation est garantie par les centrales en
exploitation de Harrison.
s) 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 671 800 $.
Solde au 1er janvier 2014
Intérêts compensatoires au titre
de l’inflation
Remboursement du capital
Amortissement de la réévaluation
Solde au 31 décembre 2014
Obligation
prioritaire à
rendement réel
223 049
5 991
(5 342)
1 316
225 014
Obligation
prioritaire à
taux fixe
211 681
—
(2 937)
741
209 485
Obligation
subordonnée à
rendement réel
27 031
708
—
81
27 820
Total
461 761
6 699
(8 279)
2 138
462 319
L’augmentation des intérêts compensatoires au titre de l’inflation est attribuable à la variation de l’IPC au cours de la
période de référence.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 110
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Remboursements de capital
Les remboursements de capital prévus au cours des prochains exercices, excluant les réévaluations, sont les suivants :
2015
2016
2017
2018
2019
Par la suite
24. AUTRES PASSIFS
Remboursements
de capital
34 170
52 974
35 682
37 624
375 797
1 167 643
1 703 890
Amortissement
de la réévaluation
(371)
(490)
(594)
(686)
(787)
(41 936)
(44 864)
Dette à long terme
33 799
52 484
35 088
36 938
375 010
1 125 707
1 659 026
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 et des intérêts payables au titre de la
débenture de SM-1 S.E.C. relatives aux installations de la Société.
Intérêts payables
au titre de la
débenture de
SM-1 S.E.C.
Total
Au 1er janvier 2014
Charge d’intérêts incluse dans les
charges financières
Charge de désactualisation incluse dans
les charges financières
Révisions des flux de trésorerie estimatifs
Paiement de contreparties conditionnelles
Au 31 décembre 2014
Tranche à court terme des autres passifs
Tranche à long terme des autres passifs
Contreparties
conditionnelles
5 464
—
355
—
(361)
5 458
(244)
5 214
Obligations liées
à la mise
hors service
d’immobilisations
5 465
—
266
1 097
—
6 828
—
6 828
—
1 766
—
—
—
1 766
—
1 766
Contreparties
conditionnelles
Obligations liées à la
mise hors service
d’immobilisations
Total
Au 1er janvier 2013
Passif repris dans le cadre de
l’acquisition d’une entreprise (note 5.2)
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
2 775
2 428
280
(19)
—
5 464
(362)
5 102
6 095
—
266
—
(896)
5 465
—
5 465
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 111
10 929
1 766
621
1 097
(361)
14 052
(244)
13 808
8 870
2 428
546
(19)
(896)
10 929
(362)
10 567
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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. En 2014, aucune contrepartie conditionnelle
n'a dû être versée dans le cadre de cette acquisition.
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 2014, les flux de trésorerie ont été actualisés à des taux variant de 3,86 % à 4,39 % (4,81 % à 5,30 %
en 2013) pour déterminer les obligations.
c)
Intérêts payables au titre de la débenture de SM-1 S.E.C.
Dans le cadre de l’acquisition de la centrale SM-1, Desjardins a souscrit à une débenture émise par SM-1 S.E.C. pour un
produit total de 40 901 $. En décembre 2014, un montant additionnel de 1 500 $ a été souscrit au titre de la débenture
émise par SM-1 S.E.C. pour un montant total de 42 401 $. Cette débenture porte intérêt à un taux de 8,00 %, n’a aucun
calendrier de remboursement prédéterminé et arrive à échéance en 2064. Les intérêts impayés sont composés et
comptabilisés dans les autres passifs à long terme.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 112
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 2014
31 décembre 2013
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
80 018
1 340
79 831
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 de dividende cumulatif ajustable de série A (les « actions privilégiées de série A »), jusqu’à
3 400 000 actions privilégiées à taux de dividende cumulatif variable de série B (les « actions privilégiées de série B ») et
jusqu’à 2 000 000 d’actions privilégiées rachetables à taux de dividende cumulatif fixe 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) Surplus d’apport découlant de la réduction du compte de capital sur les 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 du compte de capital des actionnaires et à une
augmentation correspondante du surplus d’apport découlant de la réduction du compte de capital sur les actions
ordinaires.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 113
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 2014 – 114
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.
31 décembre 2014
31 décembre 2013
Nombre d’options
(en milliers)
Prix d’exercice
moyen pondéré
($)
Nombre d’options
(en milliers)
Prix d’exercice
moyen pondéré
($)
3 073
397
—
—
3 470
2 252
9,95
10,96
—
—
10,07
10,08
2 736
397
—
(60)
3 073
1 728
10,08
9,13
—
10,15
9,95
10,22
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
Les options suivantes étaient en cours et pouvaient être exercées au 31 décembre 2014 :
Année d’attribution
2007
2011
2012
2010
2013
2014
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
397
3 470
11,00
9,88
10,70
8,75
9,13
10,96
846
578
198
531
99
—
2 252
2017
2018
2019
2020
2020
2021
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 au cours de l’exercice :
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 115
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Taux d’intérêt sans risque
Dividende annuel prévu par action ordinaire
Durée prévue des options
Volatilité attendue
Juste valeur des options attribuées
31 décembre 2014
1,52 %
0,60 $
6 ans
15,84 %
0,57 $
31 décembre 2013
2,04 %
0,58 $
6 ans
17,85 %
0,53 $
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 »)
La Société a mis en place un RRD à l’intention de ses actionnaires. Le 13 mai 2014, la Société a choisi d'accorder
un escompte de 2,5 % sur le prix d'achat des actions émises à l'intention des actionnaires participant au RRD.
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. CUMUL DES AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT GLOBAL
(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
Profit (perte) de
change à la
conversion de
filiales
étrangères
autonomes
Réserve nette
au titre de la
conversion de
devises
Risque de taux
d'intérêt relatif à
la couverture de
flux de
trésorerie
Solde au début de
l’exercice 2014
Écarts de change découlant de
la conversion des
établissements à l’étranger
(Perte) profit de couverture de
la période de présentation de
l'information financière
Montant reclassé en résultat
en tant qu'ajustement de
reclassement
Impôt différé connexe
Solde à la fin de
l’exercice 2014
(148)
642
—
—
(85)
409
392
—
244
642
—
—
Total
244
642
(648)
(648)
(395)
(1 043)
—
85
(171)
—
—
238
52
90
(253)
52
90
(15)
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 116
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
(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
Profit (perte) de change
à la conversion de
filiales étrangères
autonomes
Solde au début de l’exercice 2013
Écarts de change découlant de la conversion
des établissements à l’étranger
Profit (perte) de couverture de la période de
présentation de l'information financière
Impôt différé connexe
Solde à la fin de l’exercice 2013
(458)
356
—
(46)
(148)
699
—
(352)
45
392
Total
241
356
(352)
(1)
244
28. RENSEIGNEMENTS SUPPLÉMENTAIRES SUR LES TABLEAUX CONSOLIDÉS DES FLUX
DE TRÉSORERIE
a) Variation des éléments hors trésorerie du fonds de roulement d’exploitation
Débiteurs et actifs d’impôt exigible
Charges payées d’avance et autres
Fournisseurs, autres créditeurs et passifs d’impôt
b) Renseignements supplémentaires
Exercices clos les 31 décembre
2014
2013
(15 463)
(183)
2 428
(13 218)
31 951
(318)
(1 350)
30 283
Exercices clos les 31 décembre
2014
2013
Intérêts versés (y compris les intérêts capitalisés
de 4 238 $ [13 268 $ en 2013])
78 712
73 009
Transactions sans effet sur la trésorerie liées aux
éléments suivants :
Immobilisations corporelles impayées
Frais de développement impayés
Immobilisations incorporelles impayées
Frais d’émission d'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 régime
de réinvestissement des dividendes
Acquisition d’actifs pour un projet en cours de
développement en échange de l’augmentation
d’une participation ne donnant pas le contrôle
dans une filiale
25 919
(6 812)
—
—
(6 798)
1 097
(10 191)
(6 532)
10 245
(27)
(353)
(23 444)
(896)
(18 075)
(2 300)
—
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 117
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 filiales
Creek Power Inc. et
ses filiales
Posséder et exploiter
des centrales
hydroélectriques
Concevoir, construire,
posséder et exploiter
des centrales
hydroélectriques
Kwoiek Creek Resources
L.P.1
Ashlu Creek Investments, L.P. Posséder et exploiter une
centrale hydroélectrique
Posséder et exploiter une
centrale hydroélectrique
Innergex S.E.C.
Innergex GM, S.E.C.
Posséder et exploiter
des centrales
hydroélectriques
Posséder et exploiter
un parc éolien
Innergex Sainte-Marguerite
S.E.C.
Posséder et exploiter une
centrale hydroélectrique
Tretheway Creek Power L.P. Construire, posséder et
exploiter une centrale
hydroélectrique
Stardale Solar L.P.
Posséder et exploiter une
installation solaire
Lieu de
constitution et
d’exploitation
Pourcentage des titres de participation et
des droits de vote détenus par la Société
31 décembre 2014
31 décembre 2013
Colombie-
Britannique
Colombie-
Britannique
Colombie-
Britannique
Colombie-
Britannique
50,01 %
50,01 %
66,67 %
50,00 %
66,67 %
50,00 %
100,00 %
100,00 %
Québec
100,00 %
100,00 %
Québec
100,00 %
100,00 %
Québec
50,01 %
—
Colombie-
Britannique
100,00 %
100,00 %
Ontario
100,00 %
100,00 %
1.
La Société détient une participation économique de plus de 50 % dans Kwoiek Creek Resources, L.P.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 118
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
31 décembre 2014
31 décembre 2013
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
Gestion et autres
Colombie-Britannique
Québec
Québec
Ontario
Colombie-Britannique
États-Unis
Nouvelle-Écosse
9
4
22
1
36
10
2
8
2
10
6
4
10
2
2
24
82
7
4
21
1
33
10
2
12
—
12
9
3
8
2
2
24
81
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 119
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 affichent 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
(Perte) bénéfice
attribué(e) aux participations
ne donnant pas le contrôle
pour les exercices clos les
Cumul des participations ne
donnant pas le contrôle
(déficit)
Harrison Hydro L.P. et
ses filiales
Creek Power Inc. et
ses filiales
Kwoiek Creek
Resources, L.P.1
Parc éolien Mesgi’g
Ugju’s’n (MU)
S.E.C.1
Innergex Sainte-
Marguerite, S.E.C.2
Autres
31 décembre
2014
31 décembre
2013
31 décembre
2014
31 décembre
2013
31 décembre
2014
31 décembre
2013
Colombie-
Britannique
Colombie-
Britannique
Colombie-
Britannique
49,99 %
49,99 %
(4 177)
(3 450)
76 984
87 959
33,33 %
33,33 %
(15 554)
761
(14 796)
758
50,00 %
50,00 %
(852)
(6)
(7 986)
(7 134)
Québec
50,00 %
Québec
Divers
49,99 %
Divers
Divers
—
—
(7 559)
(1 381)
(2)
(29 525)
—
—
(44)
(2 739)
(5 259)
(1 376)
(156)
47 411
—
—
(154)
81 429
La Société détient une participation économique de plus de 50 % dans la filiale.
1.
2. Période de 195 jours.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 120
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Les tableaux suivants présentent un sommaire de l’information financière relative à chaque filiale de la Société affichant des
participations ne donnant pas le contrôle significatives. Le sommaire de l’information financière ci-dessous présente les montants
avant les ajustements de consolidation.
Harrison Hydro L.P. et ses 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 aux détenteurs de participations ne
donnant pas le contrôle
Sommaire des tableaux des flux de trésorerie
Entrées nettes de trésorerie provenant des activités
d’exploitation
Sorties nettes de trésorerie affectées aux activités
de financement
Entrées (sorties) nettes de trésorerie liées aux activités
d’investissement
Augmentation (diminution) nette de la trésorerie et des
équivalents de trésorerie
Au 31 décembre 2014
Au 31 décembre 2013
31 079
646 421
19 582
462 609
118 325
76 984
Exercices clos les 31 décembre
2014
2013
49 671
59 215
(9 544)
(5 367)
(4 177)
(9 544)
6 798
12 799
(4 779)
1 534
9 554
30 143
662 749
13 925
460 511
130 497
87 959
47 196
55 397
(8 201)
(4 751)
(3 450)
(8 201)
23 444
13 908
(7 877)
(9 751)
(3 720)
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 121
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Creek Power Inc. et ses 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
(Perte nette) bénéfice net et résultat global
(Perte nette) bénéfice net 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) entrées nettes de trésorerie liées aux activités
d’exploitation
Entrées nettes de trésorerie provenant des activités
de financement
Sorties nettes de trésorerie affectées aux activités
d’investissement
Augmentation (diminution) nette de la trésorerie et
des équivalents de trésorerie
Au 31 décembre 2014
Au 31 décembre 2013
8 707
218 832
78 882
204 384
(40 931)
(14 796)
Exercices clos les 31 décembre
2014
2013
3 053
49 641
(46 588)
(31 034)
(15 554)
(46 588)
(969)
122 986
(116 624)
5 393
6 593
67 349
13 547
69 534
(9 897)
758
2 346
15
2 331
1 570
761
2 331
731
19 485
(20 661)
(445)
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 122
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 attribuable à la participation ne donnant pas
le contrôle
Sommaire des comptes de résultat et des états
du résultat global
Produits
Charges
(Perte nette) bénéfice net et résultat global
(Perte nette) bénéfice net 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 (sorties) nettes de trésorerie liées aux activités
d’exploitation
(Sorties) entrées nettes de trésorerie liées aux activités
de financement
Sorties nettes de trésorerie affectées aux activités
d’investissement
Diminution nette de la trésorerie et des équivalents
de trésorerie
Au 31 décembre 2014
Au 31 décembre 2013
28 098
177 749
8 362
213 399
(7 928)
(7 986)
Exercices clos les 31 décembre
2014
2013
17 969
19 235
(1 266)
(414)
(852)
(1 266)
2 255
(98)
(2 986)
(829)
34 019
177 928
23 694
202 901
(7 514)
(7 134)
7
—
7
13
(6)
7
(4 499)
3 391
(3 012)
(4 120)
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 123
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Parc éolien Mesgi’g Ugju’s’n (MU) S.E.C.
Le partenaire Mi'gmaq a investi un montant de 2 300 $ dans des parts privilégiées de Parc éolien Mesgi'g Ugju's'n (MU)
S.E.C. Cet investissement est reflété dans le compte des participations ne donnant pas le contrôle.
Sommaire de l’état de la situation financière
Actifs courants
Actifs non courants
Passifs courants
Passifs non courants
Déficit attribuable aux propriétaires
Déficit attribuable à la participation ne donnant pas le contrôle
Sommaire du compte de résultat et de l’état du résultat global
Produits
Charges
Perte nette et résultat global
Perte nette et résultat global attribuables aux :
Propriétaires de la société mère
Participation ne donnant pas le contrôle
Sommaire du tableau des flux de trésorerie
Entrées nettes de trésorerie provenant des activités d’exploitation
Entrées nettes de trésorerie provenant des activités de financement
Sorties nettes de trésorerie affectées aux activités d’investissement
Augmentation nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie
Au 31 décembre 2014
4 907
11 807
21 688
1 140
(855)
(5 259)
Période de 285 jours close
le 31 décembre 2014
—
17 064
(17 064)
(9 505)
(7 559)
(17 064)
278
7 451
(4 708)
3 021
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 124
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Innergex Sainte-Marguerite, S.E.C. (« SM-1 S.E.C. »)
Desjardins a investi un montant de 5 $ dans des parts participantes de SM-1 S.E.C. Cet investissement est reflété dans le
compte des participations ne donnant pas le contrôle.
Au 31 décembre 2014
Sommaire de l’état de la situation financière
Actifs courants
Actifs non courants
Passifs courants
Passifs non courants
Capitaux propres attribuables aux propriétaires
Déficit attribuable à la participation ne donnant pas le contrôle
Sommaire du compte de résultat et de l’état du résultat global
Produits
Charges
Perte nette et résultat global
Perte nette et résultat global attribuables aux :
Propriétaires de la société mère
Participation ne donnant pas le contrôle
Sommaire du tableau des flux de trésorerie
Sorties nettes de trésorerie affectées aux activités d’exploitation
Entrées nettes de trésorerie provenant des activités de financement
Sorties nettes de trésorerie affectées aux activités d’investissement
Augmentation nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie
29.3 Soutien financier à une entité structurée
Kwoiek Creek Resources L.P.
2 286
138 217
6 283
120 485
15 111
(1 376)
Période de 195 jours close
le 31 décembre 2014
4 821
7 584
(2 763)
(1 382)
(1 381)
(2 763)
(233)
43 366
(42 260)
873
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 3 662 $ sous
forme de dette subordonnée.
La Société a investi un montant total de 56 732 $ dans des parts privilégiées de Kwoiek Creek Resources L.P.
Cet investissement fournit à la Société des produits sous forme 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 2014 – 125
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Parc éolien Mesgi’g Ugju’s’n (MU) S.E.C.
Selon les accords contractuels conclus entre la Société et l’autre partenaire, signés au cours du premier trimestre de 2014,
la Société est arrivée à la conclusion qu’elle contrôle Parc éolien Mesgi’g Ugju’s’n (MU) S.E.C.
La Société est responsable du financement par capitaux propres nécessaire au projet. La participation de Mi’gmawei Mawiomi
Resources L.P., l’autre partenaire, au financement par capitaux propres peut atteindre un montant maximal de 10 000 $.
La Société a investi un montant total de 8 650 $ en parts privilégiées de Parc éolien Mesgi’g Ugju’s’n (MU) S.E.C.
Cet investissement fournit à la Société des produits sous forme de distributions privilégiées. Au cours du deuxième trimestre
de l’exercice 2014, le partenaire Mi’gmaq a aussi investi un montant de 2 300 $ dans des parts privilégiées de Parc éolien
Mesgi’g Ugju’s’n (MU) S.E.C.
Les distributions sur les parts privilégiées seront par la suite payables sous réserve de la disponibilité de produits bruts.
Les distributions cumulées sur les parts privilégiées doivent être payées avant de procéder à toute distribution sur les parts
ordinaires.
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 2013
31 décembre 2014
Québec
Québec
Québec
Québec
Québec
Québec
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
50 %
100 %
100 %
100 %
100 %
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
Harrison Hydro L.P. a distribué un montant de 13 600 $ en 2013. Les fonds ont été distribués sous forme de prêts ne portant
pas intérêt, à la Société et à ses partenaires, qui ont été présentés comme des prêts consentis à des partenaires au 31 décembre
2013. Le 1er janvier 2014, ces prêts de 6 798 $ consentis aux partenaires ont été remboursés directement à partir de distributions
de Harrison Hydro L.P., 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 portaient 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.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 126
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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 2014, la Société a déterminé que la valeur comptable de ses actifs et de ses passifs financiers
courants s’approchait de leur juste valeur en raison de la nature à court terme de ces instruments.
Au 31 décembre 2014, 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 64 782 $ à
leur juste valeur estimative selon la courbe des taux de swap au 31 décembre 2014, majorée d’une prime de risque
variant de 0,44 % à 3,74 %, pour un total variant de 0,88 % à 4,85 %. Pour les dettes à taux fixe, les obligations et
les débentures, leur valeur comptable est inférieure d’environ 78 263 $ à leur juste valeur de marché estimative selon
la courbe des taux de swap au 31 décembre 2014, majorée d’une prime de risque variant de 0,44 % à 4,85 %, pour
un total variant de 1,81 % à 6,83 %.
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 535 000 $
qui viendront à échéance en 2015 à un taux moyen pondéré de 3,09 %, afin de gérer les risques relatifs aux projets
Upper Lillooet River, Boulder, Mesgi'g Ugju's'n et Big Silver.
La Société a conclu de nouveaux swaps de taux d'intérêt d'une valeur nominale de 40 000 $ qui viendront à échéance
en 2024 à un taux moyen pondéré de 2,31 %, afin de gérer les risques relatifs à sa facilité à terme de crédit rotatif.
Les instruments de couverture du taux d’intérêt et les risques connexes sont décrits en détail à la note 10.
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 instruments financiers dérivés et les risques connexes sont décrits en détail à la note 10.
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.
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 futures, 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.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 127
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
La Société a un fonds de roulement négatif de 17 387 $ au 31 décembre 2014 en raison de la valeur négative de
90 544 $ des contrats à terme sur obligations (fonds de roulement positif de 19 057 $ en 2013). Les contrats à terme
sur obligations devraient être financés à l'obtention des financements de projet de Upper Lillooet, de Boulder, de
Big Silver et de Mesgi'g Ugju's'n. 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 105 830 $ était disponible au 31 décembre 2014 (209 367 $ en 2013).
En outre, advenant une baisse des produits en raison de la diminution de la production ou de bris de matériel 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 suffisamment couvert pour répondre à tous
ses besoins.
Le tableau suivant présente les échéances des passifs financiers :
Moins de
trois mois
Entre trois mois et
un an
Entre un an et
cinq ans
Dividendes à verser aux actionnaires
Fournisseurs et autres créditeurs
Passifs d’impôt exigible
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
16 882
36 474
295
93 894
7 569
—
—
9 133
1 113
10 201
26 230
244
155 114
46 921
10 818
30 287
25 270
499 519
905
80 018
646 817
Les échéances sont déterminées en fonction des périodes prévues pour les paiements.
e) Risque de marché
Le risque de marché est lié aux fluctuations de la 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
d’exploitation variables. Les clauses d’inflation incluses dans certains des contrats d’achat d’électricité conclus avec
Hydro-Québec prescrivent un taux maximal de 6 % par année.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 128
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
f) Risque de change
Le risque de change est lié aux fluctuations du dollar américain et de l’euro par rapport au dollar canadien.
La Société possède des filiales aux États-Unis. Les produits générés par ces filiales, déduction faite des charges
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 19 $ 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 10.
33. ENGAGEMENTS ET ÉVENTUALITÉS
Outre les engagements de la coentreprise présentés à la note 9, 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 2016 et 2034,
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 douze mois
consécutifs. Toutes les installations de production hydro-électrique, à l’exception de la centrale Magpie, peuvent
renouveler leurs CAÉ pour des périodes identiques.
Le total des produits provenant d’Hydro-Québec pour 2014 s’est élevé à 94 668 $ (86 927 $ en 2013), ce qui
représente 39 % des produits de la Société (44 % en 2013). 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 107 195 $ en 2014
(72 338 $ en 2013), ce qui représente 44 % des produits de la Société (36 % en 2013). 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 22 366 $ (22 256 $ en 2013), ce qui
représente 9 % des produits de la Société (11 % en 2013).
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 129
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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 3 398 $ en 2014 (3 013 $ en 2013), ce qui
représente 1 % des produits de la Société (2 % en 2013).
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.
Parc éolien Mesgi’g Ugju’s’n (MU) S.E.C.
Parc éolien Mesgi’g Ugju’s’n (MU) S.E.C. a conclu divers contrats à l’égard de la construction d’une centrale
hydroélectrique.
Installation d’Ashlu Creek
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.
Installation de Big Silver Creek
Big Silver Creek Power L.P. a conclu plusieurs contrats pour la construction d’une centrale hydroélectrique.
Installation de Boulder Creek
Boulder Creek LP a conclu plusieurs contrats pour la construction d'une centrale hydroélectrique.
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 Glen Miller
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.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 130
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Harrison Hydro L.P.
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 leur 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.
Installation de Kwoiek Creek
Contrats visant la construction
Kwoiek Creek Resources L.P. a conclu plusieurs contrats pour la construction d’une centrale hydroélectrique.
Accord de redevances
Kwoiek Creek Resources L.P. a conclu un accord aux termes duquel elle versera à Kwoiek Creek Resources
Inc. une redevance annuelle 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.
Entente de partenariat
Quarante ans après le début des activités, la propriété de la Société sera transférée à l'autre commanditaire.
Par la suite, la Société recevra une redevance fondée sur un pourcentage des produits bruts, déduction faite des
coûts du projet.
Centrale Magpie
La Société en commandite Magpie a plusieurs ententes de redevances établies en fonction des produits bruts
ou de la production.
Installation de North West Stave
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 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 g).
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 131
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
Stardale Solar L.P.
Stardale Solar L.P. a conclu un contrat d’exploitation et d’entretien du parc solaire.
Installation de Tretheway
Tretheway Creek Power L.P. a conclu plusieurs contrats pour la construction d'une centrale hydroélectrique.
Installation d’Upper Lillooet
Upper Lillooet River LP a conclu plusieurs contrats pour la construction d'une centrale hydroélectrique.
Contrats de location simple
La Société s’est engagée en vertu de contrats de location simple à long terme qui arriveront à échéance entre
2018 et 2020.
Sommaire des engagements
Au 31 décembre 2014, les paiements prévus au titre des engagements sont les suivants :
Production
hydroélectrique
Production
éolienne
Production
solaire
Aménagement
des
emplacements
81 628
98 888
79 590
80 035
111 716
2 032 113
2 483 970
17 656
17 666
15 719
15 429
93 229
115 747
275 446
11 192
11 123
10 297
10 019
12 096
102 438
157 165
307 508
231 511
97 102
11 162
229 623
25 891
902 797
Total
417 984
359 188
202 708
116 645
446 664
2 276 189
3 819 378
Année du paiement
prévu
2015
2016
2017
2018
2019
Par la suite
Total
Éventualités
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.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 132
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
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 1 200 $ 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 2 286 842 $ 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, 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 capacité de la
Société d’investir les 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 ce prêt. 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, à l'exception
de l'installation de Rutherford Creek, qui a fait une distribution à la Société alors qu'elle ne respectait pas l'un de ses ratios
financiers. Le montant a par la suite été remboursé et n'a jamais constitué un cas de défaut.
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.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 133
NOTES ANNEXES
(en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire et à l’exception des montants par action)
35. INFORMATION SECTORIELLE
Secteurs géographiques
La Société détient des participations dans vingt-cinq 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 2014, les produits
générés par l’installation hydroélectrique de Horseshoe Bend, aux États-Unis, ont totalisé 3 398 $ (3 013 $ en 2013), soit
un apport de 1,4 % aux produits consolidés de la Société (1,5 % en 2013).
Principaux clients
Les principaux clients sont des clients externes dont les transactions avec la Société représentent 10 % ou plus des
produits annuels de la Société. La Société a identifié deux principaux clients. Les ventes de la Société à ces principaux
clients sont les suivantes :
Principaux clients
Secteur
Exercices clos les 31 décembre
2013
2014
British Columbia Hydro and
Power Authority
Hydro-Québec
Production hydroélectrique
Production hydroélectrique
et éolienne
Secteurs opérationnels
107 195
94 668
201 863
72 338
86 927
159 265
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 ou à d'autres contreparties solvables. Par l’intermédiaire du secteur de l’aménagement des
emplacements, elle analyse les emplacements potentiels et aménage des installations hydroélectriques, des parcs éoliens
et des installations solaires jusqu’au stade de la mise en service.
Les méthodes comptables relatives à ces secteurs sont les mêmes que celles qui sont décrites dans les principales
méthodes comptables. La Société évalue le rendement en fonction du résultat avant charges financières, impôt sur le
résultat, amortissements, montant net des autres charges (produits), quote-part (du bénéfice) de la perte des coentreprises
et (profit net) perte nette latent(e) sur instruments financiers dérivés. La Société comptabilise au coût les ventes
intersectorielles et les ventes au titre de la gestion. Les cessions d’actifs du secteur de l’aménagement des emplacements
à celui de la production hydroélectrique, de la production éolienne ou de la production solaire sont comptabilisées au coût.
Les activités des secteurs opérationnels de la Société sont menées par des équipes distinctes, car chaque secteur nécessite
des compétences particulières.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 134
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 2014
Secteurs opérationnels
Production
hydroélectrique
Production
éolienne
Production
solaire
Aménagement
des
emplacements
Total
Produits
Charges :
Charges d'exploitation
Frais généraux et administratifs
Charges liées aux projets
potentiels
Bénéfice (perte) avant charges
financières, impôt sur le résultat,
amortissements, montant net
des autres charges, quote-part
de la perte des coentreprises et
perte nette latente sur
instruments financiers dérivés
Charges financières
Autres charges, montant net
Bénéfice avant impôt sur le
résultat, amortissements, quote-
part de la perte des
coentreprises et perte nette
latente sur instruments financiers
dérivés
Amortissement des
immobilisations corporelles
Amortissement des
immobilisations incorporelles
Quote-part de la perte des
coentreprises
Perte nette latente sur
instruments financiers dérivés
Perte avant impôt sur le résultat
Au 31 décembre 2014
Goodwill
Total de l’actif
Total du passif
Ajouts d’immobilisations
corporelles au cours de
l'exercice
171 029
53 971
16 834
—
241 834
30 828
8 205
—
9 538
3 798
—
1 146
159
—
—
2 902
5 696
41 512
15 064
5 696
131 996
40 635
15 529
(8 598)
179 562
86 537
7 797
85 228
53 145
20 947
701
121 685
(111 250)
8 269
1 752 495
1 241 530
—
352 723
238 450
—
120 957
111 814
—
489 840
561 996
8 269
2 716 015
2 153 790
123 185
549
161
223 405
347 300
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 135
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 2013
Secteurs opérationnels
Production
hydroélectrique
Production
éolienne
Production
solaire
Aménagement
des
emplacements
Total
Produits
Charges :
Charges d'exploitation
Frais généraux et administratifs
Charges liées aux projets potentiels
Bénéfice (perte) avant charges
financières, impôt sur le résultat,
amortissements, montant net des
autres produits, 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
126 932
54 499
16 828
—
198 259
22 849
7 373
—
9 939
2 140
—
1 159
317
—
—
1 364
4 202
33 947
11 194
4 202
96 710
42 420
15 352
(5 566)
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
248 594
—
128 146
116 085
—
412 339
396 890
8 269
2 377 074
1 711 139
66 581
1 213
100
89 501
157 395
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 136
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
Date de
clôture des
registres
Date du
paiement
Dividende par action
ordinaire ($)
Dividende par action
privilégiée de série
A ($)
Dividende par action
privilégiée de série
C ($)
24/02/2015
31/03/2015
15/04/2015
0,1550
0,3125
0,359375
b) Conversion du terme de la dette liée au projet Kwoiek Creek
Le 13 février 2015, le prêt de construction sans recours pour la centrale hydroélectrique Kwoiek Creek a été converti en
un emprunt à terme qui sera amorti sur une période de 36 ans venant à échéance en 2052. Le prêt porte intérêt à un taux
fixe de 5,08 %.
c) Conversion du terme de la dette liée au projet Northwest Stave
Également le 13 février 2015, le prêt de construction sans recours pour la centrale hydroélectrique Northwest Stave River
a été converti en un emprunt à terme qui sera amorti sur une période de 35 ans venant à échéance en 2053. Le prêt porte
intérêt à un taux fixe de 5,30 %.
Innergex énergie renouvelable inc. – Revue financière de 2014 – 137
Innergex énergie renouvelable inc. est un chef de file de
l’industrie canadienne de l’énergie renouvelable. En activité
depuis 1990, la Société développe, possède et exploite des
centrales hydroélectriques au fil de l’eau, des parcs éoliens et des
parcs solaires photovoltaïques, et elle exerce ses activités au
Québec, en Ontario et en Colombie-Britannique et dans l’Idaho,
aux États-Unis. Ses actions se négocient à la Bourse de Toronto
FAITS SAILLANTS 2014
Innergex et son partenaire, les
Premières Nations Mi’gmaq
du Québec, ont signé un contrat
d’achat d’électricité de 20 ans avec
Hydro-Québec Distribution et un contrat
d’approvisionnement de turbines
avec Senvion SE pour le projet éolien
Mesgi’g Ugju’s’n de 150 MW. Le projet
a également reçu son décret
gouvernemental à l’automne et les
activités de préconstruction ont
débuté peu après.
En juin, Innergex et son partenaire,
le Régime de rentes du Mouvement
Desjardins, ont complété l’acquisition
de la centrale hydroélectrique au fil de
l’eau SM-1 de 30,5 MW, située au
Québec, Canada. Un programme
d’amélioration des immobilisations de
5,2 M$ qui avait débuté en mai s’est
terminé en décembre 2014, permettant
d’augmenter de 9 % sa production
moyenne à long terme.
PERFORMANCE FINANCIÈRE DE 2014
Le Ratio de
distribution
est passé à 88%
comparativement à
93 % pour l’exercice
précédent
La production
d’électricité a
augmenté de 24%
à 2 962 GWh et a atteint
100 % de la moyenne à
long terme
Les produits
ont augmenté de
22% à 241,8 M$
comparativement à
l’exercice précédent
Le BAIIA ajusté
a augmenté de
21% à 179,6 M$
comparativement à
l’exercice précédent
Les Flux de
trésorerie disponibles
générés ont atteint
67,7 M$
sous les symboles INE, INE.PR.A et INE.PR.C et ses débentures
convertibles sous le symbole INE.DB.
La mission d’Innergex est d’accroître sa production d’énergie renou-
velable grâce à des installations de grande qualité, développées et
exploitées dans le respect de l’environnement et dans l’équilibre
des meilleurs intérêts des communautés hôtes, de ses partenaires
et de ses investisseurs. ●
La Société a complété un finance-
ment de 92,9 M$ pour le projet
hydroélectrique Tretheway Creek.
Elle a également mis en place, pour
l’essentiel, un programme de couver-
ture qui fixe, jusqu’à la clôture du
financement, le taux d’intérêt lié à ses
quatre autres projets en développe-
ment. Elle a aussi prolongé de 2018 à
2019 sa facilité à terme de crédit rotatif
en plus d’augmenter temporairement
sa capacité d’emprunt de 425 M$ à
475 M$, jusqu’au 30 juin 2015.
En août, la Société a annoncé
un accord de partenariat avec la
Nation In-SHUCK-ch pour le développe-
ment de six projets hydroélectriques
au fil de l’eau totalisant 150 MW en
Colombie-Britannique.
Les activités de construction
ont commencé pour le projet
hydroélectrique Big Silver Creek
en Colombie-Britannique.
Le 13 mai 2014, la Société a décidé d’accorder un
escompte de 2,5 % sur le prix d’achat des actions émises aux
actionnaires qui participent au Régime de réinvestissement de
dividendes (RRD). Par conséquent, les actions achetées aux
termes du RRD demeureront des actions nouvellement émises,
et le prix sera 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 du
dividende, moins l’escompte de 2,5 %. ●
PRODUITS ET BAIIA AJUSTÉ
Au 31 décembre
(000 $)
PUISSANCE INSTALLÉE NETTE
Au 31 décembre
(MW)
20141
20131
20122
20112
20102
179 562
198 259
176 655
148 916
133 792
148 260
241 834
Produits
BAIIA ajusté
111 196
91 385
68 111
1 Préparés conformément aux IFRS - excluent les coentreprises (IFRS 11).
2 Incluent les coentreprises.
687
672
577
461
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
326
321
271
218
180
138
80
65
RENSEIGNEMENTS POUR LES INVESTISSEURS
INSCRIPTION BOURSIÈRE
Les titres de la Société sont inscrits à la Bourse
de Toronto (« TSX »).
SYMBOLE TSX
Actions ordinaires
Actions privilégiées de série A
Actions privilégiées de série C
Débentures convertibles
INE
INE.PR.A
INE.PR.C
INE.DB
Innergex énergie renouvelable inc. est une
composante des indices boursiers suivants :
• Indice composé S&P/TSX
• Indice de dividendes composé S&P/TSX
• Indice de revenus sur les actions S&P/TSX
• Indice composé à faible volatilité S&P/TSX
• Indice des titres à petite capitalisation S&P/TSX
• Indice des énergies renouvelables et des
technologies propres S&P/TSX
ACTIONS PRIVILÉGIÉES DE SÉRIE A (TSX : INE.PR.A)
Innergex énergie renouvelable inc. a actuellement
3,4 millions d’actions privilégiées de série A en
circulation ayant une valeur nominale de 25 $ par
action et étant assorties de dividendes privilégiés en
espèces, à taux fixe annuel et cumulatif de 1,25 $ par
action, versés trimestriellement le 15e jour de janvier,
d’avril, de juillet et d’octobre. La Société ne pourra
racheter les actions privilégiées de série A avant le
15 janvier 2016.
ACTIONS PRIVILÉGIÉES DE SÉRIE C (TSX : INE.PR.C)
Innergex énergie renouvelable inc. a actuellement
2,0 millions d’actions privilégiées de série C en
circulation ayant une valeur nominale de 25 $ par
action et étant assorties de dividendes privilégiés en
espèces, à taux fixe annuel et cumulatif de 1,4375 $ par
action, versés trimestriellement le 15e jour de janvier,
d’avril, de juillet et d’octobre. La Société ne pourra
racheter les actions privilégiées de série C avant le
15 janvier 2018.
DÉBENTURES CONVERTIBLES (TSX : INE.DB)
Innergex énergie renouvelable inc. a actuellement des
débentures convertibles en circulation correspondant
à une valeur nominale totale de 80,5 M$, qui portent
intérêt à un taux annuel de 5,75 % et arriveront à
échéance le 30 avril 2017. Chaque débenture
convertible est convertible en actions ordinaires de la
Société à un prix de 10,65 $ par action, au gré du
porteur, à tout moment avant la date la plus
rapprochée entre le 30 avril 2017 et la date de
remboursement fixée par la Société. Les débentures
convertibles sont subordonnées à l’ensemble de la
dette de la Société.
NOTES DE CRÉDIT
Innergex énergie renouvelable inc.
Actions privilégiées de série A
Actions privilégiées de série C
Débentures convertibles
STANDARD
& POOR’S
BBB-
P-3
P-3
–
AGENT DE TRANSFERT ET AGENT CHARGÉ DE LA
TENUE DES REGISTRES
Pour obtenir des renseignements concernant les
certificats d’actions, les versements de dividendes, un
changement d’adresse ou la prestation électronique
des documents des actionnaires (comme les rapports
trimestriels et annuels ainsi que la circulaire de la
direction), veuillez communiquer avec l’agent de
transfert et l’agent chargé de la tenue des registres
de la Société :
Services aux investisseurs Computershare inc.
1500, rue University, bureau 700
Montréal (Québec) Canada H3A 3S8
Téléphone : 1 800 564-6253 ou 514 982-7555
Courriel : service@computershare.com
Site Web : computershare.com
RÉGIME DE RÉINVESTISSEMENT
DE DIVIDENDES (RRD)
Innergex énergie renouvelable inc. a mis en place un
régime de réinvestissement de dividendes à l’intention
des porteurs de ses actions ordinaires qui permet aux
porteurs admissibles 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, veuillez
visiter le site Web de la Société au www.innergex.com
ou communiquer avec la Société de fiducie
Computershare Canada, l’agent responsable du régime.
Veuillez noter que si vous souhaitez adhérer au RRD,
mais que vous détenez vos actions par l’entremise d’un
courtier ou d’une institution financière, vous devez
communiquer avec cet intermédiaire et lui demander
d’adhérer au RRD en votre nom.
AUDITEUR INDÉPENDANT
Deloitte S.E.N.C.R.L. / s.r.l.
POLITIQUE EN MATIÈRE DE DIVIDENDES
SUR LES ACTIONS ORDINAIRES ET HISTORIQUE
DES PAIEMENTS
La Société a l’intention de verser un dividende
annuel de 0,62 $ par action ordinaire, payable
trimestriellement1. La politique de dividende
de la Société est déterminée par son 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.
HISTORIQUE
DE PAIEMENTS
Premier trimestre
Deuxième trimestre
Troisième trimestre
Quatrième trimestre
2014 2013 2012
0,145 $
0,145 $
0,15 $
0,145 $
0,145 $
0,15 $
0,145 $
0,145 $
0,15 $
0,145 $
0,145 $
0,15 $
0,580 $
0,580 $
0,60 $
1 Le 24 février 2015, le conseil d’administration a annoncé une
augmentation de 0,02 $ du dividende annuel que la Société a
l’intention de verser aux détenteurs d’actions ordinaires, à 0,62 $
par action ordinaire, payable trimestriellement.
PRIX DE L’ACTION : 1ER JANVIER-31 DÉCEMBRE 2014
SOMMET - CREUX SUR 52 SEMAINES : 11,54 $ - 9,64 $
$
12,00
11,50
11,00
10,50
10,00
9,50
9,00
8,50
Jan
Fév Mar
Avr Mai
Juin
Juil
Août
Sep Oct Nov Déc
ASSEMBLÉE ANNUELLE DES ACTIONNAIRES
L’assemblée annuelle des actionnaires aura lieu :
le mercredi 13 mai 2015, à 16 h (HAE)
au Hyatt Regency Montréal
1255, rue Jeanne-Mance, Montréal (Québec) H5B 1E5
L’Avis de convocation à l’assemblée annuelle des
actionnaires et la Circulaire d’information de la
direction – sollicitation des procurations d’Innergex
énergie renouvelable inc. seront disponibles au
plus tard le 31 mars 2015 sur la page Investisseurs
de notre site Web. Des copies papier peuvent être
fournies sur demande.
RELATIONS AVEC LES INVESTISSEURS
Pour toute demande de renseignements financiers, de mises à jour concernant la Société,
de communiqués de presse récents et de présentations, veuillez contacter :
Marie-Josée Privyk, CFA, PAPPD
Directrice - Communications et Développement durable
Tél. : 450 928-2550 poste 222 / mjprivyk@innergex.com
Ou visitez le 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.
REVUE FINANCIÈRE
AU 31 DÉCEMBRE 2014
Table des matières
2 Rapport de gestion
57 Responsabilité de l’information financière
58 Rapport de l’auditeur indépendant
59 États financiers consolidés
67 Notes complémentaires aux états financiers consolidés
138 Renseignements pour les investisseurs
INNERGEX ÉNERGIE RENOUVELABLE INC.
Bureau de Longueuil : 1111, rue Saint-Charles Ouest, Tour Est, bureau 1255
Longueuil (Québec) Canada J4K 5G4
Bureau de Vancouver : 666, rue Burrard - Park Place, bureau 200
Vancouver (Colombie-Britannique) Canada V6C 2X8
www.innergex.com
info@innergex.com
.
c
n
i
e
l
l
e
u
t
c
a
r
t
n
o
C
:
n
g
i
s
e
D