Atlantic Power Corporation a annoncé des résultats consolidés non audités pour le deuxième trimestre et le semestre clos le 30 juin 2017. Pour le trimestre, la société a déclaré des revenus de projet de 124,0 millions de dollars contre 98,2 millions de dollars il y a un an. La perte de projet a été de 12,1 millions de dollars contre un revenu de projet de 25,2 millions de dollars il y a un an. La perte nette d'exploitation s'élève à 19,8 millions de dollars, contre 16,3 millions de dollars un an plus tôt. La perte d'exploitation avant impôts sur le revenu s'est élevée à 42,1 millions de dollars, contre 34,7 millions de dollars l'année précédente. La perte nette attribuable à Atlantic Power Corporation s'est élevée à 21,9 millions de dollars, soit 0,19 $ de base et dilué par action, contre 18,5 millions de dollars, soit 0,15 $ de base et dilué par action, il y a un an. L'EBITDA ajusté du projet s'est élevé à 85,4 millions de dollars, contre 46,2 millions de dollars l'année précédente. La trésorerie provenant des activités d'exploitation s'est élevée à 50,9 millions de dollars, contre 24,3 millions de dollars l'année précédente. La réduction de 37,3 millions de dollars de la perte du projet est principalement attribuable à la charge de dépréciation de 57,7 millions de dollars, à la variation de 14,9 millions de dollars de la juste valeur des instruments dérivés et à l'augmentation de la charge d'amortissement, partiellement compensées par l'augmentation des revenus et la diminution des dépenses de carburant et d'exploitation et d'entretien, comme indiqué précédemment. L'EBITDA ajusté des projets a augmenté de 39,2 millions de dollars par rapport à la même période de l'année précédente, les principaux facteurs étant le règlement de la SFIEO mentionné précédemment (24,7 millions de dollars), l'impact favorable sur les marges des contrats de répartition améliorés et l'expiration d'un contrat de gaz supérieur au marché en Ontario (10,8 millions de dollars), l'amélioration des conditions hydrologiques à Curtis Palmer (6,5 millions de dollars) et des augmentations plus modestes à Williams Lake et Piedmont (1,3 million de dollars chacun). Pour le semestre, la société a déclaré des revenus de projets de 222,4 millions de dollars, contre 204,6 millions de dollars l'année précédente. Le revenu de projet s'est élevé à 13,2 millions de dollars, contre 53,9 millions de dollars l'année précédente. La perte nette d'exploitation s'élève à 20,3 millions de dollars, contre 29,3 millions de dollars l'année précédente. La perte d'exploitation avant impôts sur le revenu a été de 42,9 millions de dollars, contre 46,1 millions de dollars il y a un an. La perte nette attribuable à Atlantic Power Corporation s'est élevée à 24,6 millions de dollars, soit 0,21 $ de base et dilué par action, contre 33,5 millions de dollars, soit 0,28 $ de base et dilué par action, il y a un an. Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation se sont élevés à 85,0 millions de dollars, contre 53,7 millions de dollars il y a un an. Les acquisitions d'immobilisations corporelles se sont élevées à 4,2 millions de dollars, contre 2 millions de dollars l'année précédente. L'EBITDA ajusté du projet s'est élevé à 149,3 millions de dollars, contre 108,7 millions de dollars l'année précédente. La réduction de 8,9 millions de dollars de la perte est le résultat de plusieurs facteurs positifs, y compris une augmentation des revenus de 17,8 millions de dollars, principalement en raison du règlement de la SFIEO et de l'amélioration de l'hydrologie à Curtis Palmer, partiellement compensée par une baisse des revenus en vertu des contrats de répartition améliorés, une diminution des dépenses de carburant et des dépenses d'exploitation et d'entretien totalisant 28,7 millions de dollars.7 millions de dollars, principalement en raison des contrats de répartition améliorés et de l'expiration d'un contrat d'approvisionnement en gaz au-dessus du marché en Ontario, et de la baisse des charges d'intérêts de 32,2 millions de dollars en raison d'une radiation de 31,4 millions de dollars des coûts de financement différés au deuxième trimestre de 2016 et de la diminution des niveaux d'endettement. La réduction de 40,7 millions de dollars des revenus du projet est principalement attribuable à la charge de dépréciation de 57,7 millions de dollars, à la variation de 7,1 millions de dollars de la juste valeur des instruments dérivés et à l'augmentation de la charge d'amortissement, partiellement compensées par l'augmentation des revenus et la diminution des dépenses de carburant et des dépenses d'exploitation et d'entretien, comme indiqué précédemment. L'EBITDA ajusté des projets a augmenté de 40,6 millions de dollars par rapport à la même période de l'année précédente, les principaux facteurs étant le règlement de la SFIEO (24,7 millions de dollars), l'impact favorable sur les marges des contrats de répartition améliorés et l'expiration d'un contrat de gaz supérieur au marché en Ontario (17,6 millions de dollars), l'amélioration des conditions hydrologiques à Curtis Palmer (6,5 millions de dollars) et des augmentations plus modestes à Piedmont (1,9 million de dollars) et à Orlando (1,7 million de dollars). La société a réaffirmé ses prévisions de bénéfices pour l'ensemble de l'année 2017. Pour l'année, la société prévoit un EBITDA ajusté de projet de l'ordre de 250 millions à 265 millions de dollars, des paiements d'intérêts en espèces de 67 millions de dollars et des liquidités provenant des activités d'exploitation de l'ordre de 155 millions à 170 millions de dollars. L'estimation des dépenses d'investissement de la société pour 2017 est d'environ 5,5 millions de dollars, légèrement inférieure au niveau de 2016. Pour le trimestre, la société a déclaré une charge de dépréciation totale de 57,7 millions de dollars.