Atlantic Power Corporation a publié ses résultats consolidés non audités pour le quatrième trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2017. Pour le trimestre, la société a déclaré des revenus de projet de 100,0 millions de dollars contre 93,4 millions de dollars il y a un an. La perte d'exploitation avant impôts sur le revenu s'est élevée à 58,6 millions de dollars contre 4,8 millions de dollars un an plus tôt. La perte nette attribuable à la société s'est élevée à 41,1 millions de dollars, soit 0,36 dollar par action de base et diluée, contre 6,6 millions de dollars, soit 0,06 dollar par action de base et diluée, un an plus tôt. L'EBITDA ajusté du projet s'est élevé à 62,2 millions de dollars, contre 42,3 millions de dollars l'année précédente. Les principaux facteurs ont été l'impact favorable sur les marges brutes des contrats de répartition améliorée et l'expiration du contrat de gaz du marché en Ontario (totalisant 13,5 millions de dollars), les revenus du règlement de la SFIEO (3,0 millions de dollars), l'augmentation des débits d'eau à Curtis Palmer (2,6 millions de dollars), et des augmentations modestes à Oxnard, Orlando et d'autres projets. Les liquidités provenant des activités d'exploitation se sont élevées à 31,3 millions de dollars, contre 20,4 millions de dollars pour la même période de l'année précédente. L'augmentation de 34,5 millions de dollars de la perte nette est le résultat d'une hausse de 70,9 millions de dollars des charges de dépréciation, d'une variation défavorable de 9,9 millions de dollars de la juste valeur des instruments dérivés (hors trésorerie) et d'une hausse de 5,1 millions de dollars des charges d'intérêts, principalement attribuable au coût de 9,4 millions de dollars de la résiliation du swap de taux d'intérêt à Piedmont lorsque la dette de ce projet a été remboursée en octobre 2017. Pour l'ensemble de l'année, la société a déclaré des revenus de projets de 431,0 millions de dollars contre 399,2 millions de dollars un an plus tôt. La perte d'exploitation avant impôts a été de 151,1 millions de dollars contre 128,5 millions de dollars il y a un an. La perte nette attribuable à la société s'est élevée à 98,6 millions de dollars, soit 0,86 dollar par action de base et diluée, contre 122,4 millions de dollars, soit 1,02 dollar par action de base et diluée, un an plus tôt. Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation se sont élevés à 169,2 millions de dollars, contre 112,3 millions de dollars l'année précédente. Les acquisitions d'immobilisations corporelles se sont élevées à 5,3 millions de dollars, contre 7,2 millions de dollars l'année précédente. L'EBITDA ajusté du projet s'est élevé à 288,8 millions de dollars, contre 202,2 millions de dollars l'année précédente. Les principaux facteurs de cette augmentation sont l'impact favorable sur les marges brutes des contrats de répartition améliorés et l'expiration d'un contrat de gaz supérieur au marché en Ontario (totalisant 41,6 millions de dollars), le règlement de la SFIEO (28,6 millions de dollars), l'augmentation des débits d'eau à Curtis Palmer (12,6 millions de dollars), et des augmentations plus modestes à Orlando (4,6 millions de dollars, en raison du règlement de swaps de combustible favorables), Morris (4,0 millions de dollars, principalement en raison de l'arrêt planifié prolongé en 2016), et plusieurs autres projets. Les résultats du quatrième trimestre et de l'ensemble de l'exercice 2017 ont été considérablement affectés par les changements apportés au statut opérationnel et contractuel des projets de Kapuskasing, de North Bay et de Nipigon en Ontario, qui ont débuté en janvier 2017, et par le règlement du différend sur l'ajustement global avec la Société financière de l'industrie de l'électricité de l'Ontario en avril 2017. La réduction de 23,8 millions de dollars de la perte est le résultat de plusieurs facteurs positifs, notamment l'augmentation des revenus de 31,8 millions de dollars (principalement le résultat du règlement de la SFIEO, l'augmentation des débits d'eau à Curtis Palmer, l'augmentation des revenus de vapeur aux projets de San Diego et l'augmentation des revenus à Morris, qui a fait l'objet d'un arrêt planifié prolongé en 2016. La société a lancé des prévisions pour l'EBITDA ajusté des projets de 2018 dans une fourchette de 170 à 185 millions de dollars. La diminution prévue par rapport au niveau de 2017 de 288,8 millions de dollars est principalement attribuable à l'impact des expirations de CAE en 2017 et 2018 et à la non-récurrence des revenus reçus dans le cadre du règlement de la SFIEO en 2017. Ces facteurs expliquent environ 105 millions de dollars de la baisse prévue, conformément aux divulgations faites dans la présentation des résultats financiers du troisième trimestre 2017 de la Société. Les autres facteurs contribuant à la baisse de l'EBITDA ajusté du projet comprennent les dépenses de maintenance associées à une révision prévue de la turbine à gaz à Manchief au deuxième trimestre 2018 et les coûts de redémarrage de Tunis. La majorité des coûts de Tunis sont engagés en 2018 et une majorité substantielle sera passée en charges. La société prévoit des frais généraux et administratifs de 2 millions de dollars et des liquidités provenant des activités d'exploitation de l'ordre de 95 millions de dollars à 110 millions de dollars. Pour 2018, la société prévoit d'engager des dépenses de maintenance d'environ 34,8 millions de dollars et des dépenses d'investissement d'environ 1,4 million de dollars. La modeste augmentation des dépenses de maintenance par rapport à 2017 est associée aux travaux de redémarrage de Tunis et à l'arrêt de la turbine à gaz de Manchief, partiellement compensée par une baisse des dépenses de maintenance à Frederickson et dans d'autres projets. Pour le trimestre, la société a déclaré une dépréciation des actifs à long terme et du goodwill de 43,9 millions de dollars contre 1,2 million de dollars il y a un an.