SASKATOON, SASKATCHEWAN--(Marketwire - 14 fév. 2012) -
TOUS LES MONTANTS SONT EXPRIMÉS EN $ CANADIENS (sauf indication contraire)
-- enregistrement de records de revenus et de marge brute au quatrième trimestre dans le secteur du nucléaire -- des records de revenus annuels et de marge brute pour le secteur du nucléaire, et des records de revenus et de prix réalisés pour le segment de l'uranium -- une production d'uranium de 3 % supérieure aux prévisions grâce à notre stratégie Double U -- égalisation du record de production 2010 à McArthur River/Key Lake -- poursuite de la progression des travaux de Cigar-Lake à un niveau de 480 mètres, ouvrant ainsi la voie à une nouvelle source de production à haute teneur et à faible coût
Cameco (TSX:CCO) (NYSE:CCJ) a annoncé aujourd'hui ses résultats financiers et d'exploitation consolidés pour le quatrième trimestre et pour l'exercice terminé le 31 décembre 2011.
"2011 a été une année de défi pour l'industrie du nucléaire," a déclaré le PDG Tim Gitzel. "Toutefois, nous avons eu à traiter d'affaires habituelles, qui, en un sens, se sont même avérées meilleures que d'habitude. Nous avons atteint un certain nombre de records financiers, notamment un record de revenus et de marge brute pour le secteur du nucléaire, ainsi qu'un record des prix réalisés pour l'uranium. Au niveau des opérations, nous avons effectué de nombreuses avancées clés, de manière sûre et responsable."
"Pour ce qui est de l'avenir, nous gardons confiance des les éléments fondamentaux à long terme de l'industrie nucléaire. Grâce à l'ensemble extraordinaire de nos atouts, de notre portefeuille de contrat, de l'expertise de nos employés, de notre connaissance de l'industrie et de finances solides, nous sommes très bien positionnés pour répondre à la demande croissante en uranium et créer de la valeur pour nos actionnaires."
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Trimestre terminé Exercice terminé
le 31 décembre le 31 décembre
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Faits saillants(en
millions $ sauf
pour les montants
relatifs aux
actions) 2011 2010 variation 2011 2010 variation
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Revenu 977 673 45 % 2,384 2,124 12%
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Marge brute 353 252 40 % 776 771 1%
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Bénéfice net(1) 265 206 29 % 450 516 (13)%
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$ par action
ordinaire
(de base et
dilué) 0.67 0.52 29 % 1.14 1.31 (13)%
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Bénéfice net
ajusté (non-IFRS,
voir mesures
non-IFRS) 249 190 31 % 509 497 2%
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$ par action ordinaire
(ajusté et
dilué) 0.63 0.48 31 % 1.29 1.26 2%
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Trésorerie provenant de
l'exploitation (après
variation du fonds de
roulement) 255 109 134 % 732 521 40%
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(1) Bénéfices nets attribuables à nos actionnaires.
Les résultats financiers annuels pour l'exercice 2011 ont été audités ; en revanche, les informations financières présentées relatives aux quatrièmes trimestres 2010 et 2011 n'ont pas été auditées. Vous trouverez une copie des résultats financiers audités 2011 sur notre site internet cameco.com. Le volet 2011 de notre discussion et l'analyse annuelle de la gestion (MD&A) seront publiés sur notre site le jeudi 9 février 2012.
Transition vers les normes IFRS
Le 1er janvier 2011, les normes IFRS (International Financial Reporting Standards) ont été adoptées pour les entreprises canadiennes publiquement responsables. Nos résultats financiers ont été préparés en recourant aux normes IFRS. Les montants relatifs à l'exercice terminé au 31 décembre 2010, dans le présent document comme dans nos résultats financiers s'y rapportant, ont été revus en recourant aux normes IFRS dans un but comparatif. Les montants relatifs aux périodes antérieures au 1er janvier 2010 sont présentés en conformité avec les normes comptables canadiennes GAAP effectives avant le 1er janvier 2011.
Exercice complet
Le bénéfice net attribuable à nos actionnaires (bénéfice net) pour l'exercice a été de 450 millions $ (1,14$ dilué par action), contre 516 millions $ (1,31$ dilué par action) en 2010. En plus des éléments indiqués ci-dessous, notre bénéfice net a été affecté par les pertes de produits dérivés sur les marchés de change étrangers, alors que l'année 2010 avait été caractérisée par des gains.
Sur une base ajustée, le bénéfice pour l'exercice a été de 509 millions $ (1,29$ ajusté et dilué par action), en comparaison des 497 millions $ (1,26$ ajusté et dilué par action) (non-IFRS, voir mesures non-IFRS). L'augmentation de 2% s'explique par :
-- une hausse des bénéfices sur notre activité uranium, dus à des prix réalisés plus élevés, et par une augmentation du volume des ventes en partie compensée par : -- une augmentation du coût des ventes -- une diminution des bénéfices sur notre activité électricité, due à des coûts plus élevés, à des prix réalisés plus faibles ainsi qu'à des ventes en volume inférieures -- une diminution des bénéfices sur notre activité de services de combustible, due à des coûts plus élevés, partiellement compensés par une augmentation du volume des ventes -- une augmentation de l'impôt sur le revenu, due à une hausse de la provision relative à notre différend avec l'Agence du revenu du Canada (CRA) sur les prix de transfert
Voir les résultats financiers 2011 par segment pour une discussion plus détaillée.
Quatrième trimestre
Au quatrième trimestre 2011, notre bénéfice net s'élevait à 265 millions $ (0,67 $ dilué par action), soit une augmentation de 59 millions de $ par rapport aux 206 millions $ (0,52 $ dilué par action) enregistrés en 2010. Les bénéfices relatifs à l'uranium ont considérablement augmenté en raison d'une augmentation des ventes en volume et d'une augmentation des prix de vente réalisés moyens, en partie compensés par des résultats inférieurs du secteur de l'électricité, qui s'expliquent par des ventes en volume inférieures et des prix réalisés inférieurs.
Sur une base ajustée, nos bénéfices pour ce trimestre ont été de 249 millions $ (0,63 $ dilué par action), contre 190 millions $ (0,48 dilué par action) (non-IFRS, voir mesures non-IFRS) au quatrième trimestre 2010. L'augmentation de 31% en bénéfice net ajusté ce trimestre a suivi la même tendance que notre bénéfice net, en raison de nos résultats positifs dans le secteur de l'uranium, partiellement compensés par nos résultats dans le secteur de l'électricité.
Voir les résultats financiers 2011 par segment pour une discussion plus détaillée.
L'industrie actuelle de l'énergie nucléaire
L'industrie de l'énergie nucléaire a été confrontée à des défis considérables en 2011, soulevés par les événements de la centrale nucléaire de Fukushima-Daiichi au Japon. Par conséquent, les perspectives de l'industrie demeurent incertaines à court et moyen terme. A long terme, en revanche, nous continuons d'envisager un modèle prometteur de croissance très forte pour l'industrie nucléaire.
En mars 2011, au Japon, un tremblement de terre et un tsunami ont provoqué la panne des systèmes de refroidissement de la centrale d'énergie nucléaire de Fukushima-Daiichi, entraînant la libération de matériaux radioactifs. Dans un certain nombre de pays, cet événement a entaché la confiance du public dans l'énergie nucléaire, et notamment en Allemagne, qui représente 5% de la capacité mondiale de production de nucléaire. Le pays a décidé de revenir à sa politique précédente d'abandon progressif, en fermant huit de ses réacteurs, et en prévoyant la fermeture des neuf réacteurs restants d'ici 2022.
Il est difficile de déterminer la proportion d'énergie nucléaire dont le Japon - qui représente 12% de la capacité mondiale de production de nucléaire - nécessitera dans le futur. Au 8 février 2012, le Japon disposait de trois réacteurs en fonctionnement. Il est prévu que ces trois réacteurs connaissent des fermetures régulières pour cause de maintenance entre la fin février et la fin avril, période à laquelle l'ensemble des réacteurs nucléaires japonais devrait être mis hors tension. Beaucoup n'ont pas été affectés par les événements de mars 2011, mais ont été mis hors tension pour des raisons d'arrêts de maintenance planifiés et non planifiés, le manque de soutien public empêchant les installations de bénéficier des autorisations réglementaires et politiques nécessaires à leur redémarrage. Le gouvernement japonais a ordonné que des tests de résistance soient effectués sur tous les réacteurs avant d'autoriser leur redémarrage, et applique actuellement des réformes à son cadre réglementaire et à ses politiques énergétiques nucléaires existantes. Les tests de résistance sont en cours, mais le gouvernement n'a émis aucune décision finale quant au redémarrage des réacteurs. L'approbation du gouvernement local devrait sans doute être également requise pour l'autorisation du redémarrage des réacteurs.
L'état de fonctionnement actuel des réacteurs en Allemagne et au Japon a soulevé l'inquiétude de voir, à court ou moyen terme, des volumes supplémentaires être introduits sur le marché sur la base de reports et/ou d'annulations de commandes en vertu des contrats de vente. Ceci amène les acteurs du marché à faire preuve de choix discrétionnaires dans leurs achats. Nous pensons que les services publics continueront de travailler auprès des producteurs afin de gérer ces matériaux et d'en minimiser l'impact sur le marché.
Prise d'initiative de la part de l'industrie
En même temps, l'industrie a fait preuve d'initiative. Les pays dotés de programmes nucléaires revoient aujourd'hui leurs normes réglementaires, en évaluant la sécurité des installations existantes et la conception des réacteurs en construction ou au stade de la planification. Les organisations tierces telles que l'Agence internationale de l'énergie atomique, l'Institut international de l'énergie nucléaire, l'Association mondiale des opérateurs nucléaires, et l'Association mondiale du nucléaire apportent leur soutien et leur expertise technique aux gouvernements et aux opérateurs, offrant au public une source précise d'informations.
Les révisions préliminaires de sécurité sont désormais terminées et des leçons du passé sont aujourd'hui appliquées et permettront de faire de l'industrie un environnement encore plus sûr. La plupart des pays dotés de la capacité de production nucléaire ont réaffirmé leur engagement à l'égard de la technologie et du futur de l'énergie nucléaire.
Les perspectives à long terme sont positives
L'électricité est essentielle au maintien et à l'amélioration du niveau de vie des populations du monde entier. La demande en une énergie sûre, propre, fiable et abordable continue de croître, et le besoin en nucléaire en tant que composante du paysage énergétique mondial demeure considérable. Nous prévoyons une croissance de la demande en uranium, parallèlement à laquelle le besoin en une nouvelle offre devrait satisfaire les futures exigences des clients. Vous retrouverez davatange d'informations sur les perspectives d'offres et de demandes futures dans notre MD&A annuel.
Cameco idéalement positionné
En cette période d'incertitude, nous occupons la position enviable d'un acteur engagé par des contrats de vente à long terme jusqu'en 2016. En outre, nous nous sommes engagés à fournir au total 290 millions de livres d'uranium dans le cadre de nos contrats à long terme, dont un grand nombre s'étendent au-delà de 2016. Par conséquent, nous nous attendons à bénéficier d'une source de revenus solide pour les années à venir, même en cas de baisse des prix sur le marché de l'uranium.
Perspectives pour 2012
Au cours des prochaines années, nous prévoyons d'investir de manière significative dans le développement de la production des mines existantes et la poursuite de projets tout en menant notre stratégie de croissance. Ces projets sont à des stades de développement divers, de l'exploration et l'évaluation à la construction.
Nous prévoyons que nos soldes de trésorerie existants et nos flux de trésorerie d'exploitation répondront aux exigences anticipées de capital sans besoin d'un financement supplémentaire important. Les flux de trésorerie diminueront à mesure que nous utiliserons les fonds pour notre activité et que nous poursuivrons nos plans de croissance.
Notre perspective pour 2012 reflète les dépenses de croissance nécessaires pour nous aider à mener à bien notre stratégie. Nous ne présentons aucune perspective pour les données du tableau marquées d'un tiret.
Voir les résultats financiers par segment pour plus de détails.
Perspectives financières pour l'exercice 2012
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Services de
Consolidé Uranium combustible Électricité
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21,7 millions 13 à 14
Production - lbs millions kgU -
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31 à 33 Baisse
Volume des ventes - millions lbs 10% à 15% -
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Facteur de capacité - - - 95%
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Revenu comparé Baisse Baisse Baisse Hausse
à 2011 0% à 5% 0% à 5%(1) 10% à 15% 5% à 10%
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Coût unitaire
du produit vendu
(y compris dépréciation Hausse Hausse Baisse
et amortissement) - 0% à 5%(2) 10% à 15% 5% à 10%
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Frais d'administration
directs comparés à Hausse
2011(3) 10% à 15% - - -
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Frais d'exploration Hausse
comparés à 2011 - 15% à 20% - -
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Récupération
Taux d'imposition de 0% à 5% - - -
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Dépenses
d'immobilisation 620 M $ (4) - - 80 M $
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(1) Basé sur un prix au comptant de 52,00 $ (US) la livre d'uranium (le prix Ux au comptant le 6 février 2012), un indicateur de prix à long terme de 61,00 $ (US) la livre d'uranium (indicateur Ux à long terme au 30 janvier 2012) et un taux de change de 1,00 $ (US) pour 1,00 $ (CA).
(2) Cette augmentation est basée sur le coût unitaire de vente du matériel produit et des achats à long terme engagés. Si nous décidons de faire des achats discrétionnaires en 2012, nous nous attendons alors à une nouvelle augmentation du coût unitaire moyen des produits vendus.
(3) Les frais d'administration directs ne comprennent pas les dépenses liées à la rémunération à base d'actions.
(4) Ne comprend pas notre part des dépenses en immobilisations à BPLP.
Perspectives consolidées
Nous prévoyons qu'en 2012, le revenu consolidé sera de 0 % à 5% inférieur en raison :
-- d'une baisse des ventes en volume dans le secteur des services de
combustible
-- d'une baisse des prix réalisés dans le secteur de l'uranium
-- d'une compensation partielle provenant de la hausse des volumes dans le
secteur de l'électricité
Nous prévoyons que les frais d'administration (ne comprenant pas la rémunération à base d'actions) seront de 10 % à 15 % plus élevés qu'en 2011 en raison de l'accroissement prévu des dépenses à l'appui de notre stratégie d'expansion.
Nous prévoyons que nos frais d'exploration seront de 15 % à 20 % plus élevés qu'en 2011 en raison d'une évaluation à la hausse de nos activités du projet Kintyre et du bloc 3 Inkai. Nous continuerons également d'axer nos efforts sur le Canada.
Perspectives dans le secteur de l'uranium
Nous prévoyons produire 21,7 millions de livres en 2012. En outre, nous sommes engagés par des contrats long terme à acheter près de 8 millions de livres.
Selon les contrats conclus, nous prévoyons vendre de 31 millions à 33 millions de livres d'U3O8 en 2012. Nous prévoyons que le coût unitaire moyen des ventes sera supérieur de 0% à 5% par rapport à celui de 2011. Cette augmentation est principalement due à une augmentation des coûts de la matière produite. Si nous décidons de faire des achats discrétionnaires en 2012, alors nous nous attendons à une nouvelle augmentation du coût unitaire moyen des produits vendus.
Selon nos prix au comptant actuels, le revenu devrait être inférieur d'environ 0% à 5% par rapport à celui de 2011, en raison de la baisse prévue des prix réalisés.
Nos clients ont la possibilité de choisir le moment de la réception de l'uranium et des services de combustible au cours de l'exercice, c'est pourquoi nos modèles trimestriels de livraison, et par conséquent notre volume de ventes et notre revenu, peuvent varier considérablement. En 2012, nous prévoyons que les livraisons seront réparties équitablement sur les quatre trimestres. Cependant nous n'avons pas encore reçu à ce jour l'ensemble des avis de livraison, ce qui pourrait modifier la tendance des livraisons.
Analyse de la sensibilité au prix : uranium
Le tableau ci-dessous ne constitue pas une prévision des prix que nous prévoyons obtenir. Les prix que nous réaliserons seront différents des prix indiqués dans ce tableau.
Le tableau a pour objet de préciser de quelle manière le portefeuille des contrats à long terme que nous avions déjà négociés le 31 décembre 2011 réagirait à divers prix au comptant. En d'autres termes, nous réaliserions ces prix uniquement si le portefeuille de contrats demeurait le même qu'au 31 décembre 2011, et si aucune des hypothèses énumérées ci-dessous ne changeait.
Nous prévoyons de mettre à jour ce tableau tous les trimestres dans notre rapport de gestion afin d'indiquer les livraisons réalisées ainsi que les modifications relatives à notre portefeuille de contrats à chaque trimestre. C'est pourquoi nous prévoyons des modifications dans ce tableau d'un trimestre à l'autre.
Sensibilité prévue du prix de l'uranium réalisé selon diverses hypothèses de prix au comptant (arrondi au dollar près)
---------------------------------------------------------------------------- ($ US/lb U3O8) ---------------------------------------------------------------------------- Prix au comptant 20 $ 40 $ 60 $ 80 $ 100 $ 120 $ 140 $ ---------------------------------------------------------------------------- 2012 38 42 50 57 66 74 81 ---------------------------------------------------------------------------- 2013 43 46 54 62 71 80 88 ---------------------------------------------------------------------------- 2014 45 48 56 65 74 83 91 ---------------------------------------------------------------------------- 2015 43 47 56 66 77 87 97 ---------------------------------------------------------------------------- 2016 45 50 58 68 78 88 97 ----------------------------------------------------------------------------
Le tableau illustre le mélange des contrats à long terme de notre portefeuille du 31 décembre 2011, et ceci est conforme à notre stratégie de négociation de contrats. Le tableau a été mis à jour au 31 décembre 2011 pour refléter :
-- les livraisons réalisées et les contrats conclus jusqu'au 31 décembre 2011 -- les modifications apportées aux livraisons en vertu de certains contrats de vente afin d'aider nos clients ayant été directement touchés au mois de mars par l'accident nucléaire au Japon -- les modifications apportées aux livraisons en vertu de certains contrats où les livraisons sont soumises aux exigences des réacteurs
Notre portefeuille comprend des contrats à prix fixe et des contrats liés au marché, dont l'objectif est un rapport de 40:60. Nous avons signé plusieurs de nos contrats actuels au cours de la période de 2003 à 2005, alors que les prix marchands étaient bas (11 $ à 31 $ (US)). Ceux qui sont négociés à des prix fixes inférieurs ou qui ont des plafonds bas généreront des prix inférieurs aux prix marchands actuels. Ces contrats plus anciens arrivent progressivement à échéance et nous commençons à livrer dans le cadre de contrats signés à des prix plus favorables.
Notre portefeuille n'est pas seulement affecté par le prix au comptant. Nous avons émis les hypothèses suivantes (qui ne sont pas des prévisions) pour établir le tableau :
Ventes -- volume moyen des ventes : 32 millions de livres par an Livraisons -- les clients prennent la quantité maximale autorisée en vertu de chaque contrat (sauf s'ils ont déjà présenté un avis de livraison précisant qu'ils en prendront moins) -- nous reportons une partie des livraisons en vertu des contrats existants pour 2012 Prix -- l'indice de prix moyen à long terme est le même que le prix au comptant moyen pour tout l'exercice (une démarche simplifiée adoptée uniquement à cette fin). Depuis 1996, l'indice des prix à long terme a été en moyenne de 14% plus élevé que le prix au comptant. Cet écart a varié de manière significative. En supposant que le prix à long terme est à prime par rapport au prix au comptant, les prix indiqués dans le tableau seront plus élevés. -- nous livrons tous les volumes pour lesquels nous n'avons pas de contrats au prix au comptant pour chaque scénario Inflation -- de 3% par an
Part de la production de Cameco - prévision annuelle jusqu'en 2016
Nous disposons de sources de production géographiquement variées. Notre stratégie vise à augmenter notre production annuelle à hauteur de 40 millions de livres d'ici 2018 qui, selon nos prévisions, proviendront de nos propriétés en exploitation, de nos projets de développement ainsi que des projets en cours d'évaluation.
---------------------------------------------------------------------------- Prévisions actuelles (en million de lb) 2012 2013 2014 2015 2016 ---------------------------------------------------------------------------- McArthur River/Key Lake 13.1 13.1 13.1 13.1 13.1 ---------------------------------------------------------------------------- Rabbit Lake 3.7 3.7 3.7 3.7 3.4 ---------------------------------------------------------------------------- US ISR 2.4 3.0 3.1 3.7 3.8 ---------------------------------------------------------------------------- Inkai (1) 2.5 2.9 2.9 2.9 2.9 ---------------------------------------------------------------------------- Cigar Lake - 0.3 1.9 5.5 7.9 ---------------------------------------------------------------------------- Part totale de production 21.7 23.0 24.7 28.9 31.1 ---------------------------------------------------------------------------- Part de Cameco dans la production d'Inkai sur laquelle les profits sont générés (2) ---------------------------------------------------------------------------- Inkai (1) 2.6 3.0 3.0 3.0 3.0 ---------------------------------------------------------------------------- Total (2) 21.8 23.1 24.8 29.0 31.2 ----------------------------------------------------------------------------
(1) Nous avons signé un protocole d'accord (PA) avec Kazatomprom afin d'augmenter la production annuelle à hauteur de 5,2 millions de livres (base de 100%). Lorsqu'il sera mis en ouvre, nous obtiendrons le droit d'acheter 2,9 millions de livres de la production annuelle d'Inkai et de recevoir les profits de 3,0 millions de livres. Voir Inkai pour plus d'information.
(2) Nous avons ajusté le tableau de production afin de refléter la part de la production d'Inkai que nous utiliserons pour calculer nos profits dans le cadre du protocole d'accord. Voir Inkai pour plus d'information.
En 2013, la production de McArthur River pourrait être inférieure, alors que nous procèderons à la transition vers la zone minière supérieure 4.
Nos objectifs de production annuelle pour 2012 et pour les années futures prévoient pour Inkai, et nous nous attendons à ce que :
-- Inkai obtienne les permis gouvernementaux et les autorisations nécessaires afin de produire à un taux annuel de 5,2 millions de livres (base de 100%), y compris un avenant au contrat d'utilisation des ressources -- nous parvenions à un accord contraignant avec Kazatomprom afin de finaliser les conditions du protocole d'accord -- Inkai augmente la production à hauteur d'un taux annuel de 5,2 millions de livres (base de 100%)
Cependant, il n'est pas certain qu'Inkai recevra ces permis ou autorisations, ou que nous parvenions à un accord contraignant avec Kazatomprom, ou qu'Inkai sera en mesure d'augmenter la production. Dans le cas où Inkai n'y parvenait pas, ou si les permis et les autorisations étaient retardés, Inkai pourrait ne pas atteindre ses objectifs de production annuels en 2012 et ses objectifs de production annuelle futurs, et nous pourrions être contraints à classifier à nouveau certaines des réserves minérales d'Inkai en tant que ressources.
Cette prévision constitue une information de nature prospective. Elle est fondée sur les hypothèses et assujettie aux risques importants discutés dans la section Précautions, qui traite des informations prospectives et plus particulièrement des hypothèses et des risques cités ci-dessus et énumérés ci-dessous. La production réelle peut être sensiblement différente de ces prévisions.
Hypothèses -- nous atteignons notre prévision prévue pour chaque exploitation, ce qui exige notamment la réussite de nos plans miniers, la disponibilité et le fonctionnement de nos installations et de nos équipements tel que prévu, une capacité suffisante pour les résidus, et l'exactitude de nos estimations des réserves minérales -- nous obtenons ou conservons les permis et les autorisations nécessaires auprès des autorités gouvernementales -- notre production n'est pas interrompue ou réduite en raison de phénomènes naturels, de conflits du travail, de risques politiques, de blocus, ou d'autres actes d'activistes sociaux ou politiques, de pénuries ou d'absence de fournitures essentielles à la production, de défaillances des équipements, ou d'autres risques liés au développement et à l'exploitation Facteurs de risque importants susceptibles de faire sensiblement différer les résultats réels -- nous n'atteignons pas les niveaux de production prévus pour chaque exploitation en raison de la modification de nos plans miniers, de la disponibilité ou du fonctionnement prévu des installations ou des équipements, d'un manque de capacité liée aux résidus ou pour d'autres motifs -- nous ne parvenons pas à obtenir ou conserver les permis ou autorisations nécessaires auprès des autorités gouvernementales -- les phénomènes naturels, les conflits du travail, les risques politiques, les blocus, ou d'autres actes d'activistes sociaux ou politiques, de pénuries ou d'absence de fournitures essentielles à la production, de défaillances des équipements, ou d'autres risques liés au développement et à l'exploitation susceptibles de perturber ou de réduire notre production
Perspectives concernant les services de combustible
Compte tenu des conditions de marché défavorables à la transformation en UF6, nous diminuons notre production en 2012. Nous prévoyons produire entre 13 et 14 millions de kgU, et prévoyons une diminution des ventes en volume en 2012 de 10% à 15% inférieures à 2011.
Nous transformons notre gamme de services de combustible en 2012, en produisant et en vendant moins d'UF6 qu'en 2011. Nous réaliserons également moins de recouvrement des coûts en 2012 en ce qui concerne la transformation en UF6. Par conséquent, en matière de services de combustible nous prévoyons que :
-- le prix réalisé moyen des services de combustible augmente de 0% à 5% -- le revenu diminue de 10% à 15% -- le coût unitaire moyen des ventes (y compris dépréciation et amortissement) augmente de 10% à 15%
Perspectives concernant l'électricité
Bruce Power prévoit que le facteur de capacité moyen des quatre réacteurs Bruce B sera d'environ 95% en 2012, et que la production réelle sera d'environ 9% supérieure à celle de 2011 en raison de la diminution du nombre prévu d'interruptions pour 2012. Le prix réalisé de l'électricité en 2012 devrait être à peu près le même qu'en 2011. Par conséquent, nous prévoyons une hausse des revenus entre 5% et 10%.
Nous prévoyons que le coût unitaire moyen (après les récupérations de coûts) sera de 5% à 10% inférieur à 2011, et que le total des frais d'exploitation diminuera d'environ 0% à 5%, principalement en raison d'une diminution du nombre prévu d'interruptions contribuant à réduire les coûts.
Dépenses d'immobilisation ---------------------------------------------------------------------------- (Part de Cameco en millions $) 2011 prévu 2011 réel 2012 prévu ---------------------------------------------------------------------------- Capital d'expansion ---------------------------------------------------------------------------- Cigar Lake 176 172 215 ---------------------------------------------------------------------------- Inkai 9 1 10 ---------------------------------------------------------------------------- McArthur River 14 24 35 ---------------------------------------------------------------------------- Millennium 6 4 5 ---------------------------------------------------------------------------- US ISR 13 15 30 ---------------------------------------------------------------------------- Capital d'expansion total 218 216 295 ---------------------------------------------------------------------------- Capital de soutien ---------------------------------------------------------------------------- McArthur River/Key Lake 169 168 145 ---------------------------------------------------------------------------- US ISR 38 39 50 ---------------------------------------------------------------------------- Rabbit Lake 85 77 75 ---------------------------------------------------------------------------- Inkai 19 15 30 ---------------------------------------------------------------------------- Services de combustible 32 18 20 ---------------------------------------------------------------------------- Autre 14 20 5 ---------------------------------------------------------------------------- Capital de soutien total 357 337 325 ---------------------------------------------------------------------------- Uranium et services de combustible total 575(1) 553 620 ---------------------------------------------------------------------------- Électricité (notre part de BPLP : 31,6%) 80 77 80 ----------------------------------------------------------------------------
(1) Nous avons mis à jour l'estimation du coût en capital de 2011 dans le rapport de gestion du T1 (620 M$), dans celui du T2 (590 M$), et dans celui du T3 (575 M$).
Les dépenses en immobilisations ont été de 4% en deçà des directives mises à jour fournies dans notre rapport de gestion du T3, principalement en raison de variations à Inkai et dans la division des services de combustible. Nous ne prévoyons pas que cette réduction des dépenses en immobilisations en 2011 aura une incidence sur nos projets visant à doubler la production annuelle d'uranium d'ici à 2018. L'écart des services de combustible a été principalement attribuable à l'annulation de certains projets et aux révisions apportées aux calendriers de projet. L'écart à Inkai a été principalement attribuable au report des mises à niveau de l'infrastructure et aux avancées plus lentes que prévu en matière d'autorisations relatives au bloc 3.
Nous prévoyons des dépenses d'immobilisations totales pour l'uranium et les services de combustible de 12% plus élevées en 2012, en raison de l'augmentation des dépenses concernant :
-- le capital d'expansion à Cigar Lake -- le capital de soutien et d'expansion à US ISR -- le capital de soutien à Inkai En outre, nous prévoyons pour 2013 et 2014 les dépenses en immobilisations suivantes : ---------------------------------------------------------------------------- (M $) 2013 2014 ---------------------------------------------------------------------------- Capital d'expansion 325 - 350 250 - 275 Capital de soutien 325 - 350 350 - 375 ---------------------------------------------------------------------------- Uranium et services de combustible total 650 - 700 600 - 650 ----------------------------------------------------------------------------
Ces dépenses en capital de soutien sont liées à notre stratégie Double U. Cependant, la plupart sont des projets en phase de démarrage, et l'ensemble des projets de même que leurs estimations sous-jacentes en capital pourraient changer significativement. Ceci constitue une estimation préliminaire pour laquelle nous prévoyons un financement à l'aide des soldes de trésorerie existants et des flux de trésorerie d'exploitation.
Ces informations à l'égard des dépenses d'immobilisations actuelles prévues concernant des périodes futures constituent des informations de nature prospective ; elles sont basées sur des hypothèses et sont soumises aux facteurs importants énoncés dans la section Précautions dédiée aux informations prospectives. Nos dépenses d'immobilisations réelles à des périodes futures sont susceptibles d'être sensiblement différentes.
Analyse de sensibilité
Au 31 décembre 2011, chaque variation d'un cent de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain modifiait notre bénéfice net pour 2011 d'environ 10 M$ (CA). Cette sensibilité est fondée sur un taux de change de 1,00 $ (US) pour 1,02 $ (CA).
Pour 2012 :
-- un changement de 5 $ (US) la livre dans chacun des prix au comptant Ux (52 $ (US) la livre en date du 6 février 2012) et dans l'indicateur de prix Ux à long terme (61 $ (US) la livre au 30 janvier 2012) modifierait les revenus de 68 M$ et le bénéfice net de 55 M$. -- un changement de 5 $/MWh du prix au comptant de l'électricité pourrait changer notre bénéfice net pour 2012 de 4 M$ en se fondant sur l'hypothèse que le prix au comptant demeurera inférieur au prix plancher de 50,18 $/MWh prévu par le contrat de BPLP avec l'Office de l'électricité de l'Ontario.
Mesures non-IFRS
Le bénéfice net ajusté est une mesure qui ne possède pas de sens normalisé et qui ne constitue pas une base de calcul pertinente dans le cadre des normes IFRS (mesure non-IFRS). Nous utilisons cette mesure qui permet de mieux comparer notre rendement financier d'une période à l'autre. Nous pensons que certains investisseurs utilisent cette information afin d'évaluer notre performance, en supplément des mesures conventionnelles préparées en accord avec les normes IFRS. Le bénéfice net ajusté constitue notre bénéfice net attribuable aux actionnaires, ajusté afin de mieux refléter nos performances financières sous-jacentes sur la période considérée. La mesure du bénéfice ajusté reflète la correspondance entre le bénéfice net de notre programme de couverture et les entrées de devises étrangères au cours de la période applicable considérée, qui est ensuite ajustée à l'égard des bénéfices liés aux opérations abandonnées. Nous utilisions déjà cette mesure avant l'adoption des normes IFRS (mesure non-PCGR).
Le bénéfice net ajusté est une information supplémentaire non normalisée ; celle-ci ne doit pas être considérée de manière isolée ni ne doit remplacer l'information financière préparée selon les normes comptables. D'autres sociétés peuvent calculer cette mesure différemment, c'est pourquoi vous pourriez ne pas être en mesure d'effectuer une comparaison directe par rapport à des mesures similaires présentées par d'autres sociétés.
Afin de faciliter la compréhension de ces mesures, le tableau ci-dessous concilie le bénéfice net ajusté et nos bénéfices nets des quatre trimestres de 2011 et 2010, et des exercices terminés de 2011 et 2010 tej qu' indiqué dans nos états financiers.
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Trimestre terminé Exercice terminé
le 31 décembre le 31 décembre
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(millions $) 2011 2010 2011 2010
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Bénéfice net 265 206 450 516
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Ajustements
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Ajustements sur produits dérivés (1)
(avant-impôts) (22) (22) 80 (26)
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Impôt sur le bénéfice ajusté aux
produits dérivés 6 6 (21) 7
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Bénéfice net ajusté 249 190 509 497
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(1) En 2008, nous avons choisi de mettre fin à la comptabilité de couverture en ce qui concerne notre portefeuille de contrats de ventes directes en devises étrangères. Depuis, nous avons ajusté nos gains et nos pertes sur des produits dérivés tel qu'indiqué dans les normes IFRS afin de refléter notre bénéfice si la comptabilité de couverture avait été appliquée.
Résultats financiers de 2011 par secteur
Uranium
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Trimestre terminé Exercice terminé
Faits saillants le 31 décembre le 31 décembre
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2011 2010 Variation 2011 2010 Variation
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Volume de production
(en million de lb) 6,6 6,4 3% 22,4 22,8 (2)%
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Volume des ventes
(en million de lb) 13,8 9,1 52% 32,9 29,6 11%
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Prix au comptant moyen
($US/lb) 51,79 58,29 (11)% 56,36 46,83 20%
Prix long terme
moyen ($US/lb) 62,50 64,33 (3)% 66,79 60,92 10%
Prix moyen
réalisé
($US/lb) 52,09 48,51 7% 49,17 43,63 13%
($CA/lb) 53,08 50,10 6% 49,18 45,81 7%
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Coût unitaire moyen
des ventes ($CA/lb)
(y compris
dépréciation et
amortissement) 30,29 29,38 3% 29,94 27,87 7%
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Revenu (millions $) 731 457 60% 1,616 1,358 19%
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Profit brut
(millions $) 314 189 66% 632 532 19%
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Profit brut (%) 43 41 5% 39 39 -
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Quatrième trimestre
Les volumes de production ont été de 3% supérieurs en raison d'une légère hausse de la production à Rabbit Lake et Inkai, partiellement compensée par une légère baisse de la production à McArthur River/Key Lake et Smith Ranch-Highland. Voir les mises à jour des projets de développement et d'exploitation pour plus d'information.
Les revenus du secteur de l'uranium ont augmenté de 60 % en raison d'une augmentation de 6 % du prix réalisé moyen du dollar canadien et d'une augmentation de 52 % des ventes en volume.
Les prix réalisés ce trimestre étaient supérieurs à ceux du quatrième trimestre de 2010 principalement en raison de la hausse des prix en dollars américains en vertu des contrats liés au marché, partiellement compensée par un taux de change moins favorable. Au cours du quatrième trimestre de 2011, notre taux de change réalisé était de 1,02$ comparativement à 1,03$ l'année précédente.
Le coût total des ventes (y compris dépréciation et amortissement) a augmenté de 56 % (417 M$ contre 268 M$ en 2010). Cette augmentation est principalement le résultat de ce qui suit :
-- l'augmentation de 52 % des ventes en volume -- des frais de redevance plus élevés en raison de l'augmentation des livraisons de matériaux produits en Saskatchewan ainsi que de l'augmentation des prix réalisés -- l'augmentation de 2 % des coûts unitaires moyens de l'uranium produit -- partiellement compensée par une baisse de 33 % des coûts unitaires moyens de l'uranium acheté en raison d'une baisse des achats au prix au comptant
L'effet net est une augmentation de 125 M$ en profit brut pour le trimestre.
Exercice complet
Les volumes de production en 2011 ont été 2 % inférieurs à ceux de 2010 en raison de la diminution de la production de Smith Ranch-Highland et Inkai. Voir les mises à jour sur les activités d'exploitation et les projets de développement pour plus d'information.
Les revenus du secteur de l'uranium ont augmenté de 19 % par rapport à 2010 en raison d'une augmentation de 11 % des ventes en volume et d'une augmentation de 7 % du prix réalisé moyen du dollar canadien. Les ventes en volume de 2011 ont été supérieures à celles de 2010 en raison du report de livraisons par certains clients en vertu des contrats jusqu'en 2011. Cette augmentation de 19 % est supérieure à celle indiquée dans nos prévisions faites au troisième trimestre (augmentation de 10 % à 15 %) étant donné que les ventes en volume de 2011 se situaient au sommet de la fourchette prévue (31 millions de livres à 33 millions) à cette époque.
Nos prix réalisés en dollars américains au cours de l'exercice ont été de 13 % plus élevés que ceux de 2010 principalement en raison de la hausse des prix en dollars américains en vertu des contrats liés au marché. Notre prix de vente en dollars canadiens, toutefois, n'a été que légèrement supérieur à celui de 2010 (+ 7 %), car il a été affecté par un taux de change moins favorable qu'en 2010. Notre taux de change a été en moyenne de 1,00 $ comparativement à 1,05 $ en 2010.
Le coût total des ventes (y compris dépréciation et amortissement) a augmenté de 19 % cette année (983 M$ contre 826 M$ en 2010). Cette augmentation est principalement le résultat de ce qui suit :
-- l'augmentation de 11 % des ventes en volume -- l'augmentation de 7 % des coûts unitaires moyens de l'uranium produit, bien que le coût unitaire moyen des ventes de matériaux produits soit compris dans les prévisions que nous avions fournies -- l'augmentation de 14 % des coûts unitaires moyens de l'uranium acheté, due à l'augmentation des prix au comptant -- les frais fixes payés à AREVA relatifs à l'usine de McClean Lake -- des frais de redevance plus élevés en raison de l'augmentation des livraisons de matériaux produits en Saskatchewan ainsi que de l'augmentation des prix réalisés. En 2011, les redevances totales ont augmenté de 124 M$ à 78 M$ en 2010.
L'effet net est une augmentation de 100 M$ en profit brut pour l'exercice.
Le tableau suivant indique les coûts d'uranium produit et acheté engagés dans les périodes de référence (mesures non-IFRS, voir ci-dessous). Ces coûts ne comprennent pas les coûts de vente tels que les redevances, le transport et les commissions, et ne reflètent pas l'impact des stocks d'ouverture sur nos coûts de vente déclarés.
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Trimestre terminé Exercice terminé
le 31 décembre le 31 décembre
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($CA/lb) 2011 2010 Variation 2011 2010 Variation
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Produit
Coût décaissé 17,44 15,94 9 % 18,45 16,89 9 %
Coût non-décaissé 5,52 6,52 (15)% 6,50 6,32 3 %
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Coût total de
production 22,96 22,46 2 % 24,95 23,21 7 %
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Quantité produite
(en million de lb) 6,6 6,4 3 % 22,4 22,8 (2)%
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Acheté
Coût décaissé 18,86 28,14 (33)% 26,08 22,85 14 %
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Quantité achetée
(en million de lb) 2,3 4,3 (47)% 9,6 10,6 (9)%
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Totaux
Produit et acheté
Coûts 21,90 24,74 (11)% 25,29 23,10 9 %
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Quantités produites
et achetées (en
million de lb) 8,9 10,7 (17)% 32,0 33,4 (4)%
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Le coût décaissé par livre, le coût non-décaissé par livre et le coût total par livre relatif à l'uranium acheté et produit indiqués dans le tableau ci-dessus n'entrent pas dans le cadre des normes IFRS. Ces mesures ne possèdent pas de sens normalisé et ne constituent pas une base de calcul pertinente dans le cadre des normes IFRS. Nous avons recours à ces mesures dans le cadre de notre évaluation des performances du secteur de l'uranium. Nous pensons que certains investisseurs utilisent cette information afin d'évaluer notre performance de même que notre capacité à générer des flux de trésorerie, en supplément des mesures conventionnelles préparées en accord avec les normes IFRS.
Ces mesures constituent une information supplémentaire non normalisée ; celles-ci ne doivent pas être considérées de manière isolée ni ne doivent remplacer les mesures de performance préparées selon les normes comptables. Ces mesures ne sont pas nécessairement représentatives du bénéfice d'exploitation ou des flux de trésorerie issus des exploitations tels que déterminés en vertu des normes IFRS. D'autres sociétés peuvent calculer ces mesures différemment, c'est pourquoi vous pourriez ne pas être en mesure d'effectuer une comparaison directe par rapport à des mesures similaires présentées par d'autres sociétés.
Afin de faciliter la compréhension de ces mesures, le tableau ci-dessous concilie ces mesures et notre coût unitaire des ventes pour les quatre trimestres de 2011 et 2010, et des exercices terminés de 2011 et 2010 comme indiqué dans nos états financiers.
Rapprochement pour coût décaissé et coût total par livre
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Trimestre terminé Exercice terminé
le 31 décembre le 31 décembre
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(millions $) 2011 2010 2011 2010
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Coût de produit vendu 336,8 230,9 824,3 691,3
Plus / (moins)
Redevances (61,3) (18,2) (123,6) (78,2)
Frais en attente (6,0) (6,4) (22,0) (12,0)
Autres frais de vente (2,8) (7,9) (9,4) (13,4)
Variation des stocks (108,2) 24,6 (5,7) 39,6
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Coûts opérationnels décaissés (a) 158,5 223,0 663,6 627,3
Plus / (moins)
Dépréciation et amortissement 80,1 37,3 159,2 134,9
Variation des stocks (43,7) 4,4 (13,6) 9,2
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Coûts opérationnels totaux (b) 194,9 264,7 809,2 771,4
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Uranium produit et acheté
(en million de lb) (c) 8,9 10,7 32,0 33,4
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Coûts décaissés par livre (a / c) 17,81 20,84 20,74 18,78
Coûts par livre totaux (b / c) 21,90 24,74 25,29 23,10
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Résultats liés aux services de combustible
(comprenant les résultats pour l'UF6, l'UO2 et la fabrication de
combustibles)
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Trimestre terminé Exercice terminé
le 31 décembre le 31 décembre
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Faits saillants 2011 2010 variation 2011 2010 variation
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Volume de production
(en million de kgU) 3,1 3,9 (21)% 14,7 15,4 (5)%
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Volume des ventes
(en million de kgU) 7,2 6,3 14 % 18,3 17,0 8 %
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Prix réalisé
($CA/kgU) 14,66 14,59 - 16,71 16,86 (1)%
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Coût unitaire moyen
des ventes ($CA/kgU)
(y compris
dépréciation
et amortissement) 11,18 12,49 (10)% 13,75 13,05 5 %
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Revenu (en M$) 106 91 16 % 305 287 6 %
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Profit brut (en M$ 25 13 92 % 54 65 (17)%
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Profit brut 24 14 71 % 18 23 (22)%
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Quatrième trimestre
Les volumes de production ont diminué de 21 % par rapport à 2010 en raison de la baisse de la production d'UF6. Nous avons réduit nos prévisions de production au troisième trimestre en raison de conditions de marché défavorables.
Le revenu total a augmenté de 16 % en raison d'une hausse de 14 % des volumes de vente et d'une légère augmentation du prix réalisé.
Le coût total des ventes (y compris dépréciation et amortissement) a augmenté de 4 % (81 M$ contre 78 M$ au quatrième trimestre de 2010) en raison d'une augmentation des volumes de vente. En comparaison à 2010, le coût unitaire moyen des ventes a diminué de 10 % principalement en raison d'une augmentation du recouvrement des coûts en 2011.
L'effet net est une augmentation de 12 M$ en profit brut.
Exercice complet
Le revenu total a augmenté de 6 % en raison d'une augmentation de 8 % des volumes de vente.
Le coût total des ventes (y compris dépréciation et amortissement) a augmenté de 13 % (251 M$ contre 222 M$ en 2010) en raison d'une augmentation des volumes de vente. Le coût unitaire moyen des ventes a augmenté de 5 % en raison d'une hausse des coûts unitaires de l'UF6 qui a engendré une diminution de la production.
L'effet net est une augmentation de 11 M$ en profit brut.
Résultats du secteur de l'électricité
Quatrième trimestre
Le revenu total du secteur de l'électricité a diminué de 14 % en raison d'une diminution de la production et d'une baisse du prix réalisé. Les prix réalisés reflètent les ventes au comptant, les revenus reconnus en vertu de l'accord de BPLP avec l'Office de l'électricité de l'Ontario (OEO), et les produits du contrat financier. BPLP a comptabilisé des revenus de 147 M$ au cours du trimestre en vertu de son accord avec l'OEO, comparativement à 114 M$ au quatrième trimestre de 2010. L'équivalent d'environ 66 % de la production de BPLP a été vendu en vertu de contrats financiers au cours du trimestre, comparativement à 45 % au quatrième trimestre de 2010. Périodiquement, BPLP entre sur le marché pour verrouiller des gains en vertu de ces contrats.
Le facteur de capacité a été de 86 % au cours du trimestre, en baisse de 91 % au quatrième trimestre de 2010 en raison d'une augmentation du volume de jours d'interruption comparé à l'année précédente.
Les coûts d'exploitation ont été de 271 M$, comparativement à 225 M$ en 2010, en raison d'une augmentation des coûts de maintenance engagés lors des périodes d'interruption et d'une hausse des coûts du personnel.
Le résultat a été une diminution de 65 % de notre part des bénéfices avant impôts.
BPLP a distribué 65 M$ aux partenaires au quatrième trimestre. Notre part a été de 21 M$. Le capital appelé de BPLP aux partenaires a été de 10 M$ au quatrième trimestre. Notre part a été de 3 M$. Les partenaires ont convenu que BPLP distribuera l'excédent de trésorerie mensuellement, et fera des appels de fonds distincts pour les grands projets d'immobilisations.
Exercice complet
Les résultats de BPLP en 2011 sont en grande partie le résultat de revenus plus faibles, qui étaient inférieurs de 10 % comparativement à ceux de 2010 en raison d'une diminution de 7 % des prix réalisés de l'électricité. Les prix réalisés moyens de BPLP reflètent les ventes au comptant, les revenus reconnus en vertu de l'accord de BPLP avec l'OEO, et les produits des contrats financiers.
En 2011, BPLP a comptabilisé des revenus de 498 M$ en vertu de son accord avec l'OEO, comparativement à 339 M$ en 2010.
BPLP est également engagé dans des contrats financiers qui reflètent les conditions de marché au moment où ils ont été signés. Les contrats signés en 2006 et 2008, lorsque le prix au comptant était inférieur au prix plancher, reflétaient la vigueur du marché à l'époque. BPLP perçoit ou paye la différence entre le prix du contrat et le prix au comptant. En 2011, BPLP a vendu l'équivalent de près de 54 % de sa production en vertu de contrats financiers, contre 42 % en 2010. Les prix en vertu de ces contrats étaient inférieurs à ceux de 2010. Périodiquement, BPLP entre sur le marché pour verrouiller des gains en vertu de ces contrats.
Les coûts d'exploitation de BPLP ont été de 1,0 milliard de $ cette année, comparativement à 910 M$ en 2010, en raison d'une augmentation des coûts de maintenance engagés lors des périodes d'interruption et d'une hausse des coûts du personnel.
Le résultat net a été une diminution de 47 % de notre part des bénéfices avant impôts.
BPLP a distribué 270 M$ à ses partenaires en 2011. Notre part a été de 85 M$. Le capital appelé de BPLP aux partenaires a été de 21 M$ en 2011. Notre part a été de 7 M$. Les partenaires ont convenu que BPLP distribuera l'excédent de trésorerie mensuellement, et fera des appels de fonds distincts pour les grands projets d'immobilisations.
Le facteur de capacité de BPLP a été de 87 % en 2011, en baisse de 91 % en 2010, en raison d'une augmentation du volume de jours d'interruption comparé à l'année précédente.
Mises à jour sur les activités d'exploitation et les projets de développement
Uranium - aperçu de la production
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Trimestre terminé Exercice terminé
le 31 décembre le 31 décembre
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Part de Cameco (en Prévisions
millions lb) 2011 2010 2011 2010 2011
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McArthur River/Key Lake 3,9 4,0 13,9 13,9 13,3
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Rabbit Lake 1,6 1,3 3,8 3,8 3,6
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Smith Ranch-Highland 0,2 0,4 1,4 1,8 1,6
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Crow Butte 0,2 0,2 0,8 0,7 0,7
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Inkai 0,7 0,5 2,5 2,6 2,5
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Total 6,6 6,4 22,4 22,8 21,7(1)
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(1) Les prévisions pour 2011 ont été mises à jour dans notre rapport de gestion de T3, passant de 21,9 millions de livres début 2011 à 21,7 millions de livres.
McArthur River/Key Lake
Notre part de production en 2011 a été de 5 % supérieure à l'objectif de 13,3 millions de livres, et a été la même qu'en 2010.
A McArthur River et Key Lake nous avons atteint notre record de production établi en 2010, en réalisant des bénéfices en vertu des amendements à la flexibilité de la production s'appliquant sur les licences d'exploitation de McArthur River et Key Lake. Notre programme de revitalisation a contribué à améliorer l'efficacité et la fiabilité des équipements de l'usine de Key Lake, qui a enregistré des records de production mensuelle dans la dernière partie de l'année.
Nous avons commencé les forages pour les murs de glace nécessaires pour que la zone minière supérieure de la zone 4 puisse entamer la production, et en 2012 nous continuerons ces travaux de forage. Nous prévoyons commencer les travaux de gel de la zone supérieure 4 en 2013 et d'entamer la production dans cette zone dès 2014.
La revitalisation de Key Lake comprend l'amélioration des circuits à l'aide de nouvelles technologies pour simplifier les opérations et optimiser les performances environnementales. Lorsque l'usine aura été revitalisée, la production annuelle dépendra principalement de la production minière. Dans le cadre de ce projet, nous avons remplacé les usines d'acide, thermique et d'oxygène.
Fin 2011, la construction de ces trois usines était terminée. La centrale thermique a été mise en service à la fin de l'année, et l'usine d'oxygène début 2012. En 2012, nous prévoyons de :
-- terminer la mise en service de la nouvelle usine d'acide -- commencer les travaux pour la construction d'une nouvelle sous-station électrique et d'un nouveau calcinateur
Dans le cadre de l'extension de McArthur River, nous avons élargi les forages d'exploration aux zones A et B, au nord des opérations minières actuelles, et nous avons réussi à améliorer la majorité des ressources minières présumées de la zone B à la catégorie indiquée basée sur le forage effectué en surface. Cette zone est toujours très prometteuse. Outre les travaux d'exploration, nous avons étayé cette année notre étude de faisabilité sur le projet d'extension de McArthur River.
Nous préparons actuellement une étude sur l'impact environnemental relatif au projet d'extension de Key Lake qui sera présentée aux autorités dans le cadre du processus d'évaluation environnementale. En 2011, nous avons :
-- achevé la conception détaillée pour la stabilisation des parois de l'installation de traitement des résidus Deilmann -- relocalisé l'infrastructure nécessaire nous permettant d'aplanir la pente des fosses -- continué nos travaux en matière d'évaluation environnementale En 2012, en ce qui concerne le projet d'extension de Key Lake, nous prévoyons: -- débuter l'aplanissement de la pente des parois de l'installation de traitement des résidus Deilmann -- d'étayer l'évaluation environnementale relative au projet d'extension de Key Lake. Nous prévoyons soumettre le premier jet de la déclaration d'impact environnemental aux autorités d'ici la fin du deuxième trimestre. Les commentaires relatifs à ce premier jet sont attendus avant la fin de l'exercice.
En 2012, nous prévoyons poursuivre les avancées de l'exploration des galeries souterraines vers le sud des zones minières actuelles. Nous prévoyons également procéder à des tests, depuis la surface, tout au long de la zone minéralisée afin d'identifier de nouvelles ressources minérales.
Inkai
La production cette année a suivi le niveau de production actuellement approuvé, bien qu'environ 4% inférieure à la production de 2010. La baisse de production a résulté de changements en cours relatifs aux stocks d'uranium. Avant la mise en service définitive des installations de traitement en 2010, les stocks d'uranium en cours avaient grimpé. Une réduction significative de ces stocks s'est ajoutée à la production de 2010.
Par ailleurs, la production de 2010, sur le premier exercice complet d'exploitation, a bénéficié de teneurs plus élevées combinées à de nouveaux champs de captage. Les teneurs moyennes sur les opérations de récupération in situ se sont généralement stabilisées à des niveaux inférieurs à ceux des années précédentes dans la mesure où l'uranium est récupéré à partir d'une combinaison de champs de captage de maturités différentes, et où les teneurs diminuent avec la maturité des champs de captage. La centrale de traitement a la capacité de produire à un rythme de 5,2 millions de livres par an (base de 100%) en fonction de la teneur de la solution de production. Inkai prévoit d'étendre la capacité satellite existante de la centrale afin de soutenir cette cadence de production à partir de la solution de teneur inférieure. Une approbation réglementaire est requise pour mener à bien la production à une cadence annuelle de 5,2 millions de livres par an (base 100%).
Un avenant a été apporté au contrat d'utilisation des ressources Inkai au début de l'année 2011, et Inkai a été autorisé par le gouvernement à :
-- augmenter la production annuelle des blocs 1 et 2 à 3,9 millions de livres (base de 100%) -- appliquer un programme sur cinq ans d'évaluation du bloc 3, comprenant des forages de délimitation, une estimation des ressources d'uranium, la construction et l'exploitation d'une installation de test, ainsi que l'achèvement d'une étude de faisabilité pour l'exploitation d'une installation de test de lixiviation, ainsi que l'achèvement d'une étude de faisabilité
Nous avons signé un PA cette année avec notre partenaire, Kazatomprom, afin d'augmenter la production des blocs 1 et 2 jusqu'à 5,2 millions de livres (base de 100%). En vertu du PA, notre part dans la production annuelle d'Inkai s'élèvera à 2,9 millions de livres avec la centrale de traitement à pleine capacité. Nous serons également en droit de percevoir des bénéfices sur 3,0 millions de livres.
Pour mettre en oeuvre cette augmentation, nous avons besoin d'un accord contraignant finalisant les termes du PA, d'une approbation gouvernementale et d'un avenant au contrat d'utilisation des ressources.
Inkai a poursuivi les forages de délimitation, débuté le développement de l'infrastructure et achevé l'ingénierie d'une installation de test de lixiviation pour le programme d'évaluation du bloc 3. L'approbation règlementaire des programmes détaillés de délimitation et des travaux de test de lixiviation est nécessaire.
Cigar Lake Au cours de l'année 2011, nous avons : -- achevé la restauration des sous-sols -- relancé la construction souterraine à l'extrémité sud de la mine -- terminé, début 2012, le fonçage du puits 2 au niveau de 480 mètres -- complété de manière significative l'installation de chargement de minerai -- apporté des équipements supplémentaires au système de forage par jet -- obtenu l'autorisation règlementaire de changer d'emplacement de décharge pour le rejet d'eau traitée dans la baie Seru du lac de Waterbury -- obtenu l'approbation règlementaire pour le plan minier de Cigar Lake Au 31 décembre 2011, nous avions : -- investi environ 675 millions $ pour notre part dans les coûts de construction du développement de Cigar Lake -- engagé près de 86 millions $ de dépenses de restauration, dont environ 4 millions $ en 2011 -- engagé près de 35 millions $ en coûts d'attente Nous prévoyons dépenser 484 millions $ supplémentaires pour terminer ce projet, ce qui exigera de nous : -- d'investir environ 429 millions $ pour notre part dans les coûts du capital restants, portant notre part totale à environ 1,1 milliard $ -- d'engager environ 55 millions $ pour notre part dans les coûts du capital restants, portant notre part totale à environ 90 millions $
Ceci porterait notre part du coût total de ce projet aux environs d'1,3 milliard $ depuis que nous avons débuté le développement en 2005.
Nous avons terminé le programme de forage de surface cette année, qui a permis de légèrement augmenter les réserves minérales et la teneur moyenne en minerai, et étendu le gisement plus à l'ouest. Il a également renforcé notre confiance dans la géologie et la teneur que nous pouvons espérer pendant la période d'accélération. Nous avons également lancé un programme de forage afin de délimiter l'extrémité ouest de la minéralisation.
En 2012, nous prévoyons de :
-- terminer le fonçage du puits 2 jusqu'à sa profondeur finale de 500 mètres -- commencer l'installation de l'infrastructure du puits 2, y compris la construction d'une partition de ventilation en béton, l'installation d'un câble électrique, de services d'eau, et de systèmes de canaux et de levage des minerais boueux. -- terminer l'installation de décharge du minerai en surface -- reprendre le développement souterrain à l'extrémité nord de la mine -- déplacer le système de forage par jet sur le site et débuter les essais souterrains -- développer deux tunnels miniers en utilisant le système de développement minier -- terminer le pipeline de Seru Bay -- terminer toutes les conceptions et dessins d'ingénierie relatifs au projet -- construire le clarificateur
Cigar Lake continue de constituer une partie essentielle de notre plan destiné à augmenter notre production annuelle jusqu'à 400 millions de livres d'ici 2018, et nous sommes satisfaits des avancées effectuées en termes d'implication de ce gisement précieux dans la production. Au cours de l'année, nous avons appliqué un certain nombre de changements au projet, ce qui a permis d'améliorer la rentabilité globale du projet. Ces changements nous permettent de prévoir que Cigar Lake deviendra une source de production de haute teneur à coûts réduits, semblable à l'exploitation de McArthur River.
Nous procédons à la mise à jour du rapport technique de Cigar Lake de mars 2010 afin de refléter ces changements en considération du nouvel arrangement en matière de concentration, du gel de la surface et d'autres développements. Nous prévoyons joindre le rapport technique mis à jour au formulaire annuel d'information de février 2012. Les points essentiels du raport technique sont les suivants:
-- une diminution du coût de la trésorerie moyenne d'exploitation jusqu'à environ 18,60 $ par livre contre les 23,10 $ par livre estimés en 2010. Cette diminution s'explique essentiellement par le nouvel arrangement en matière de concentration. -- une augmentation d'environ 190 millions $ de notre part du coût total estimé du capital à la complétion d'1,1 milliard $. Cette augmentation s'explique essentiellement par l'application de la stratégie de gel en surface, l'escalade générale des prix, les coûts de modernisation et d'agrandissement de McClean Lake et les améliorations apportées au plan minier. -- un changement du modèle de production, avec une production légèrement inférieure attendue pour les premières années du projet, compensée par une production supérieure les années suivantes. Nous prévoyons que notre part de production en 2013 avoisinnera les 0,3 millions de livres. Ceci en comparaison avec notre précédente estimation d'1 million de livres. Ceci, combiné aux autres révisions de notre calendrier de production sur la part de production de Cameco, représente une diminution de 8,7% de nos prévisions de production jusqu'en 2016 et résulte de la durée étendue de la période nécessaire à la restauration et à une meilleure compréhension de la géologie et des faibles teneurs qui caractérisent les modèles de production initiaux. -- première mise en service de minerai prévue à la mi-2013, et conditionnement des premières livres prévu à l'usine de concentration de McClean Lake au quatrième trimestre -- accélération jusqu'à l'atteinte d'une pleine cadence de production d'ici la fin 2017 -- augmentation de 4% de notre part de réserves minérales de 104,7 millions de livres à 108,4 millions de livres, et augmentation de 8% de la teneur moyenne estimée du minerai -- passage de réserves probables de minerai à réserves de minerai reconnues
Étant donnée l'ampleur du projet et la nature difficile de la géologie et des méthodes minières, nous avons effectué des avancées significatives depuis 2010. Nous continuerons de développer cet atout de manière sûre et consciente afin de nous assurer de réaliser des bénéfices financiers grâce à ce projet.
Nos prévisions et projets relatifs à Cigar Lake, le bénéfice attendu de la concentration à Cigar Lake et McClean Lake, le coût moyen estimé de la trésorerie d'exploitation, notre part attendue et le coût total du projet et du capital à l'achèvement de Cigar Lake, ainsi que nos estimations des réserves minérales, constituent des énoncés prospectifs. Ils reposent sur des suppositions et sont sujets aux risques matériels mentionnés dans la section Précautions s'agissant des informations prospectives.
Services de combustible
Les services de combustible ont produit 14,7 millions kgU en 2011, légèrement en dessous des prévisions du début de l'année et 5% en dessous de 2010. Au troisième trimestre, nous avons réduit notre production à cause de conditions de marché défavorables à la transformation en UF6.
En raison des conditions de marché défavorables à la transformation en UF6, nous avons reporté les discussions relatives à l'extension de notre contrat de transformation avec Springfields Fuels Limited au delà de 2016. Nous restons pleinement engagés par le contrat actuel. Si les conditions du marché s'améliorent dans les prochaines années, nous envisagerons de reprendre les discussions relatives à l'extension du contrat.
Personnel qualifié
Les informations techniques et scientifiques mentionnées dans le présent document, y compris les estimations en réserves et ressources minérales, concernant nos propriétés matérielles (McArthur River/Key Lake, Inkai et Cigar Lake), ont été approuvées par les individus suivants, qualifiées aux fins de la norme NI 43-101 :
McArthur River/Key Lake -- Alain G. Mainville, directeur, gestion des ressources minérales, Cameco -- David Bronkhorst, vice-président, exploitation minière pour le sud de la Saskatchewan, Cameco -- Greg Murdock, directeur technique, McArthur River, Cameco -- Les Yesnik, directeur général, exploitation de Key Lake, Cameco Inkai -- Alain G. Mainville, directeur, gestion des ressources minérales, Cameco -- Dave Neuburger, vice-président, exploitation minière internationale, Cameco -- Lawrence Reimann, directeur, services techniques, Cameco Resources Cigar Lake -- Alain G. Mainville, directeur, gestion des ressources minérales, Cameco -- Eric Paulsen, chef métallurgiste intérim, tecnhologie et innovation, Cameco -- Grant J.H. Goddard, vice-président, exploitation minière pour le Nord de la Saskatchewan, Cameco -- Scott Bishop, premier ingénieur minier, technologie et innovation, Cameco
Au sujet des renseignements prospectifs
Le présent document comprend des énoncés et des renseignements sur les attentes futures de la Société. Lorsque Cameco discute de sa stratégie, de ses plans et de ses futurs rendements financiers et d'exploitation ou autres activités qui n'ont pas encore eu lieu, elle émet des déclarations réputées comme étant des renseignements ou des énoncés prospectifs en vertu des lois en valeurs mobilières du Canada et des États-Unis. Dans le présent document, la Société les qualifie d'énoncés prospectifs.
Éléments importants à comprendre sur les énoncés prospectifs contenus dans ce document : -- Ils comprennent généralement des termes et des énoncés sur l'avenir, tels que : prévoir, s'attendre à, planifier, avoir l'intention de, estimer, objectifs, cibles, projets, pouvoir, stratégies et perspectives (voir les exemples ci-dessous). -- Ils représentent les points de vue actuels de la Société, et peuvent changer de façon significative. Ils sont fondés sur un certain nombre d'hypothèses importantes, y compris celles que Cameco a énumérées ci-dessous, mais qui peuvent se révéler inexactes. -- Les résultats et les événements réels peuvent différer sensiblement de ceux prévus à l'heure actuelle par la Société en raison des risques liés à ses activités. Veuillez trouver ci-dessous un certain nombre de risques importants. Nous vous recommandons également de consulter le formulaire annuel d'information, qui comprend une discussion sur les risques importants qui pourraient faire sensiblement différer les résultats réels des attentes actuelles de la Société. -- L'information prospective vise à aider le lecteur à comprendre les opinions actuelles de la direction sur les perspectives à court terme et à long terme, et est susceptible de ne pas être appropriée à d'autres fins. La Société ne mettra pas nécessairement ces renseignements à jour à moins que les lois sur les valeurs mobilières ne l'exigent. Exemples d'énoncés de nature prospective mentionnés dans le présent document -- notre perspective relative à l'industrie de l'énergie nucléaire, y compris la discussion sur l'impact attendu de l'incident nucléaire de mars 2011 au Japon, et sur le positionnement favorable de Cameco -- les perspectives de chacun de nos segments d'exploitation pour 2012, et notre perspective consolidée pour cette année -- nos prévisions d'investissements significatifs dans l'expansion de la production dans nos mines existantes, et l'avancement de nos projets lors du déroulement de notre stratégie de croissance -- nos prévisions selon lesquelles les soldes de trésorerie existants et les flux de trésorerie d'exploitation répondront aux exigences de capital anticipées, sans besoin d'aucun financement supplémentaire important, pour atteindre cet objectif -- nos prévisions selon lesquelles les soldes de trésorerie diminueront à mesure que nous utiliserons les fonds pour effectuer nos activités et que nous appliquerons nos plans de croissance -- notre analyse de la sensibilité du prix de l'uranium -- nos prévisions de production de l'exploitation d'uranium de 2012 à 2016 -- nos déclarations concernant notre objectif d'augmenter la production annuelle d'uranium jusqu'à 40 millions de livres d'ici 2018 -- nos prévisions de dépenses d'immobilisation pour 2012, 2013 et 2014 -- nos prévisions et projets relatifs à nos propriétés d'uranium de McArthur River/Key Lake, Inkai et Cigar Lake Risques importants -- le chiffre des ventes réelles ou les prix du marché pour l'un ou l'autre de ses produits ou services sont plus faibles que ceux prévus pour une raison quelconque, y compris les variations des prix du marché ou la perte de parts de marché au profit d'un concurrent -- la Société subit les effets négatifs des fluctuations des taux de change, des taux d'intérêt ou des taux d'imposition -- ses coûts de production sont plus élevés que prévus, ou les approvisionnements requis ne sont pas disponibles, ou ne sont pas disponibles à des conditions commerciales raisonnables -- les estimations par la Société des coûts de production, d'achat, du déclassement ou de récupération, ou ses estimations des charges fiscales s'avèrent inexactes -- la Société est dans l'incapacité de faire respecter ses droits légaux dans le cadre de ses accords, permis ou licences existants, ou elle fait l'objet de litiges ou d'arbitrage dont l'issue est défavorable -- Il existe des vices de titres de propriétés ou des contestations à cet égard -- les estimations de la réserve et des ressources de la Société sont inexactes, ou elle doit faire face à des défis ou conditions géologiques, hydrologiques ou d'exploitation minière imprévus ou difficiles -- la Société est affectée par les risques d'ordre environnemental, sécuritaire et réglementaire, y compris les fardeaux ou retards réglementaires accrus -- la Société ne peut pas obtenir les permis ou autorisations requis des autorités gouvernementales ou les maintenir -- la Société est sujette aux risques politiques dans un pays en développement où elle exerce ses activités -- la Société est affectée par le terrorisme, le sabotage, les blocus, l'agitation civile, un accident ou la détérioration de l'appui politique, ou de la demande, relative à l'énergie nucléaire -- la Société est affectée par des changements dans la régulation ou par la perception du public à l'égard de la sécurité entourant les centrales nucléaires, qui compliquent considérablement la construction de nouvelles centrales, la réattribution de permis relatifs aux centrales existantes, et qui altèrent la demande en uranium -- il existe des changements à la réglementation ou aux politiques gouvernementales, qui affectent la Société, y compris les lois et politiques fiscales et commerciales -- les fournisseurs d'uranium acheté à la Société et la conversion ne parviennent pas à répondre aux engagements de livraison du contrat -- les projets de développement, d'exploitation minière et de production effectués par la Société à Cigar Lake sont retardés ou connaissent un échec, y compris en conséquence de toutes difficultés rencontrées autour de la méthode de forage par jet ou de notre incapacité à acquérir aucun des équipements de forage par jet requis -- le nouvel arrangement en matière de concentration du minerai de Cigar Lake n'aboutit pas aux économies de coûts prévues ou à d'autres benefices -- les phénomènes naturels, y compris les intempéries, les incendies, les inondations et les tremblements de terre ont des incidences sur les activités d'exploitation de la Société -- les activités d'exploitation sont perturbées en raison de problèmes liés aux installations mêmes de la Société ou à celles de ses clients, à l'indisponibilité de réactifs, à l'équipement, aux pièces et approvisionnements d'exploitation essentiels à la production, à la panne des équipements, au manque de capacité liée aux résidus, au manque de main-d'oeuvre, aux enjeux de relations de travail, aux grèves ou lock-out, aux inondations souterraines, aux affaissements de terrain, à la défaillance des bassins de retenue des résidus, aux perturbations ou accidents, ou autres incertitudes de développement et d'exploitation Hypothèses importantes -- nos prévisions relatives au volume des ventes et des achats, aux prix de l'uranium, aux services de combustible et d'électricité -- nos prévisions relatives à la demande en uranium, la construction de nouvelles centrales nucléaires et la réattribution de permis relatifs aux centrales existantes n'étant pas affectées négativement par les changements dans la régulation ou dans la perception du public à l'égard de la sécurité entourant les centrales nucléaires -- nos prévisions en matière de niveau de production et de coûts de production -- nos prévisions pour les prix au comptant et les prix réalisés de l'uranium, et d'autres facteurs discutés dans le cadre de l'analyse de la sensibilité des Prix : uranium -- nos prévisions relatives aux taux d'imposition, aux taux de change internationaux et aux taux d'intérêt -- nos dépenses de déclassement et de réclamation -- nos estimations en matière de réserves et ressources minérales, et les hypothèses sur lesquelles elles sont basées sont fiables -- les conditions géologiques, hydrologiques et autres intéressant nos mines -- nos projets de développement, d'exploitation minière et de production à Cigar Lake ont réussi, et s'accompagnent également du succès de la méthode de forage par jet à Cigar Lake, et il nous sera possible d'obtenir les unités de système de forage par jet supplémentaires dont nous avons besoin selon l'horaire prévu -- le nouvel arrangement en matière de concentration du minerai de Cigar Lake aboutira à la réduction attendue du coût de l'exploitation -- notre capacité à continuer de fournir nos produits et nos services dans les quantités et délais convenus -- notre capacité à nous conformer aujourd'hui et à l'avenir aux exigences réglementaires concernant l'environnement, la sécurité et autres, et à obtenir et maintenir les approbations réglementaires -- notre exploitation n'est pas significativement perturbée par l'instabilité politique, les nationalisations, le terrorisme, le sabotage, les blocus, l'agitation civile, les pannes, les catastrophes naturelles, les agissements gouvernementaux ou politiques, les procédures contentieuses ou d'arbitrage, la non-disponibilité de réactifs, de pièces et approvisionnements d'exploitation essentiels à la production, le manque de main-d'oeuvre, les problèmes de relations de travail, les grèves et blocages, les inondations souterraines, les affaissements de terrain, la défaillance des bassins de retenue des résidus, le manque de capacité des bassins de retenue des résidus, les perturbations ou accidents, ou autres incertitudes de développement et d'exploitation
Téléconférence
Nous vous invitons à participer à la téléconférence sur notre quatrième trimestre qui se tiendra le vendredi 10 février 2012, à 11h00, heure de l'Est.
Tous les investisseurs et les représentants des médias sont invités à participer à la téléconférence. Pour participer à la téléconférence, veuillez composer le (800) 355-4959 (Canada et États-Unis) ou le (416) 695-7848. Un préposé acheminera votre appel. Un enregistrement en direct de la téléconférence sera accessible au moyen d'un lien sur cameco.com. Vous trouverez ce lien sur notre page d'accueil le jour de la téléconférence.
Une version enregistrée des débats sera disponible : -- sur notre site web, cameco.com, peu après la téléconférence -- sur post view, jusqu'à minuit, heure de l'Est, le 10 mars 2012, en composant le (800) 408-3053 (Canada et États-Unis) ou le (905) 694-9451 (code d'accès 7817583 #)
Informations supplémentaires
Nos discussions et analyses de la gestion annuelle de 2011, et nos résultats financiers audités seront bientôt disponibles chez SEDAR sur sedar.com, chez EDGAR sur sec.gov/edgar.shtml et sur notre site Internet cameco.com. Notre formulaire d'information annuelle de février 2012, de même que notre rapport technique sur Cigar Lake devraient être disponibles la semaine prochaine.
Profil
Cameco est l'un des plus importants producteurs d'uranium au monde, un important fournisseur de services de conversion et l'un des deux fabricants de combustible Candu au Canada. La position concurrentielle de la Société est basée sur la propriété dominante des plus grandes réserves à haute teneur au monde et sur ses faibles frais d'exploitation. Les produits d'uranium de Cameco servent à produire de l'électricité propre dans des centrales nucléaires du monde entier, notamment en Ontario, où la Société participe à un partenariat qui exploite la plus importante centrale d'électricité nucléaire de l'Amérique du Nord. La Société poursuit également des travaux d'exploration d'uranium en Amérique du Nord, en Australie et en Asie. Les actions de Cameco se négocient aux bourses de Toronto et de New York. Le siège social de la Société est établi à Saskatoon, en Saskatchewan.
Tel qu'utilisé dans le présent communiqué de presse, le terme "Cameco" ou "la Société" désigne Cameco Corporation, une société canadienne et ses filiales et sociétés affiliées, sauf indication contraire.
Renseignements:
Demande de renseignements pour les investisseurs :
Rachelle Girard
(306) 956-6403
Demande de renseignements pour la presse :
Gord Struthers
(306) 956-6593