Cameco

TSX : CCO
NYSE : CCJ


Cameco

15 févr. 2013 08h38 HE

Cameco annonce ses résultats financiers du quatrième trimestre et de l'exercice 2012

SASKATOON, SASKATCHEWAN--(Marketwire - 15 fév. 2013) -

TOUS LES MONTANTS SONT EXPRIMÉS EN $ CA (SAUF AVIS CONTRAIRE)

  • réalisation des objectifs annuels de ventes et enregistrement de records pour les livraisons du quatrième trimestre
  • dépassement de l'objectif de production annuelle
  • enregistrement d'une réduction de valeur de 168 millions $ sur le projet Kintyre
  • progrès sérieux réalisés à Cigar Lake - en très bonne voie pour une première production en 2013
  • poursuite du développement de la société grâce à la finalisation de trois acquisitions clés

Cameco (TSX:CCO)(NYSE:CCJ) a présenté aujourd'hui ses résultats financiers et d'exploitation consolidés pour le quatrième trimestre clos le 31 décembre 2012.

« 2012 a été une année chargée et pleine de défis ; mais encore une fois, nous avons obtenu de solides résultats, » a déclaré le PDG Tim Gitzel. « Notre objectif en 2013 sera l'exécution et la réduction des coûts sans compromettre nos valeurs. »

« Les éléments fondamentaux de notre industrie nous donnent une grande confiance pour l'avenir. Du côté de la demande, la construction de nouveaux réacteurs se poursuit en Chine, et tout semble indiquer que des centrales supplémentaires seront remises sur les rails au Japon. Du côté de l'offre, environ 24 millions de livres d'approvisionnement d'uranium annuels seront retirés du marché après 2013 avec la fin de l'accord russe sur l'uranium très enrichi. Nous voyons également que des projets de nouvelles mines ont été retardés ou annulés en raison des incertitudes ambiantes sur nos marchés. Cameco reste engagé dans l'énergie nucléaire. Nous y voyons une grande opportunité de développer notre activité et de dégager plus de valeur pour nos actionnaires, et nous nous efforçons d'y parvenir. »

FAITS SAILLANTS
(EN MILLIONS $SAUF POUR
LES MONTANTS RELATIFS AUX ACTIONS)
TROIS MOIS TERMINÉS LE
31 DÉCEMBRE
ANNÉE TERMINÉE LE
31 DÉCEMBRE
2012 2011 VARIATION 2012 2011 VARIATION
Revenu 958 971 (1)% 2321 2384 (3)%
Marge brute 307 353 (13)% 723 776 (7)%
Bénéfices nets attribuables à nos actionnaires 45 265 (83)% 266 450 (41)%
$ par action ordinaire (de base et dilué) 0,11 0,67 (84)% 0,67 1,14 (41)%
Résultats ajustés (non-IFRS, voir mesures non-IFRS) 237 249 (5)% 447 509 (12)%
$ par action ordinaire (ajusté et dilué) 0,60 0,63 (5)% 1,13 1,29 (12)%
Trésorerie provenant des activités d'exploitation (après variation du fonds de roulement) 283 258 10% 644 745 (14)%
Prix moyens réalisés Uranium $US/lb$CA/lb 49,97
49,37
52,09
53,08
(4)%
(7)%
47,62
47,61
49,17
49,18
(3)%
(3)%
Services de combustible $CA/kgU 16,70 14,67 14% 17,24 16,71 3%
Électricité $CA/MWh 54 53 2% 55 54 2%

Les résultats financiers annuels pour l'exercice 2012 ont été vérifiés ; en revanche, les informations financières présentées relatives aux quatrièmes trimestres 2011 et 2012 n'ont pas été vérifiées. Vous trouverez une copie des résultats financiers vérifiés 2012 sur notre site Internet cameco.com. Notre rapport de gestion annuel pour 2012 sera publié sur notre site le lundi 11 février 2013.

Commençant au premier trimestre de 2013, IFRS 11 - Partenariats impose que nous comptabilisions notre participation dans Bruce Power Limited Partnership (BPLP) à l'aide de la méthode de mise en équivalence. Nous réinterprèterons nos résultats trimestriels pour 2012 à des fins de comparaison.

Pour les besoins du présent document, notre participation dans BPLP est présentée conformément à la méthode de consolidation proportionnelle.

Exercice complet

Notre bénéfice net attribuable à nos actionnaires (bénéfice net) a atteint 266 M$ (0,67 $ par action après dilution), comparativement à 450 M$ (1,14 $ par action après dilution) en 2011 principalement du fait des éléments suivants :

  • une réduction de valeur de 168 M$ de notre investissement dans le projet Kintyre
  • une diminution des bénéfices provenant de notre activité d'uranium en raison de prix réalisés inférieurs et d'une augmentation du coût du produit vendu
  • des bénéfices moins élevés de notre activité de services de combustible en raison d'une baisse des volumes de vente
  • une hausse des bénéfices provenant de notre activité d'électricité due à une production plus élevée et des coûts plus faibles
  • des impôts moins élevés dus principalement à des bénéfices avant impôts moindres et à une baisse de la dépense enregistrée en 2012 associée à notre différend sur les prix de transfert avec l'Agence du revenu du Canada (ARC). Voir les Perspectives consolidées pour plus de renseignements.

Voir les résultats financiers 2012 par segment pour une discussion plus détaillée.

Quatrième trimestre

Au quatrième trimestre 2012, notre bénéfice net s'élevait à 45 M$ (0,11 $ dilué par action), soit une baisse de 220 M$ par rapport aux 265 M$ (0,67 $ dilué par action) enregistrés en 2011. Ce déclin est principalement dû à la réduction de valeur de 168 M$ de notre participation dans le projet Kintyre et aux bénéfices moindres enregistrés par notre activité uranium, partiellement compensé par des résultats plus solides dans l'activité électricité. Les profits de l'uranium ont subi les conséquences d'une chute du prix de vente réalisé moyen de 7% principalement dû à un prix au comptant plus faible par rapport au quatrième trimestre 2011. Les bénéfices de l'activité électricité ont augmenté du fait d'une production plus élevée et de frais d'exploitation plus faibles.

La baisse de 5% des bénéfices nets ajustés du trimestre a suivi la même tendance que nos bénéfices nets, en raison des résultats plus faibles enregistrés dans le secteur de l'uranium, partiellement compensée par nos résultats dans le secteur de l'électricité.

Voir les résultats financiers 2012 par segment pour une discussion plus détaillée.

Charge pour dépréciation sur la propriété non productive

Au cours du quatrième trimestre 2012, nous avons enregistré une dépréciation de 168 M$ de la valeur comptable de notre participation dans notre projet d'exploration avancée de l'uranium de Kintyre en Australie. En raison de l'affaiblissement du marché de l'uranium depuis l'achat de l'actif en 2008, de l'augmentation nulle des ressources minérales en 2012 et de la décision de ne pas effectuer l'étude de faisabilité, nous avons conclu qu'il était approprié de reconnaître une charge pour dépréciation pour cet actif. Kintyre demeure un actif important de notre portefeuille. Toutefois, en raison de l'état actuel du marché, il était nécessaire d'en réduire la valeur comptable pour le moment. Le montant de la dépréciation a été déterminé comme l'excès de la valeur comptable dépassant la juste valeur moins les coûts de la vente d'après la juste valeur impliquée des ressources en place en utilisant des mesures de transaction du marché comparables.

L'industrie actuelle de l'énergie nucléaire

Lors de l'analyse annuelle du marché de l'uranium l'an passé, nous avions indiqué que l'environnement à court terme de l'industrie était difficile, mais que les perspectives à long terme restaient très positives. Nous pensons que ce constat reste inchangé aujourd'hui.

L'amélioration observée en 2012 par rapport à 2011 était limitée en raison des effets néfastes persistants des événements au Japon, ainsi que du ralentissement de l'économie mondiale. Cependant, un éclaircissement de certains des problèmes qui pesaient sur le marché commence à s'apercevoir. Le plus important d'entre eux a été la création au Japon de l'Autorité de régulation du nucléaire (Nuclear Regulatory Authority ou NRA), qui rédige actuellement de nouvelles normes de sécurité pour l'industrie nucléaire de ce pays, et par rapport auxquelles les redémarrages de réacteurs seront évalués. La NRA a indiqué que ce processus durerait vraisemblablement jusqu'à la mi-2013. Bien que cela signifie que les redémarrages des réacteurs prendront plus de temps que nous l'avions prévu, nous pensons que la NRA apporte une stabilité importante à l'environnement de régulation du nucléaire au Japon, et nous nous réjouissons déjà de la clarté que cela a apporté à la question du redémarrage des réacteurs.

D'autre part, nous pensons que l'élection du Parti libéral démocrate (Liberal Democratic Party ou LDP) au Japon sera également très positive pour l'industrie nucléaire. Bien que nous ne sachions pas encore quel type de politique énergétique émergera de ce gouvernement nouvellement élu, le LDP a montré des dispositions favorables vis-à-vis du nucléaire par le passé, et a annoncé clairement que la reconstruction de l'économie japonaise, dans laquelle l'industrie nucléaire jouera un large rôle, était sa principale priorité.

Plus tard en 2012, la Chine a levé un moratoire temporaire sur un nouveau réacteur et a lancé depuis la construction de quatre réacteurs. La reprise de la construction de réacteurs en Chine est un signe nettement positif pour le marché.

Outre le Japon et la Chine, quelques autres pays ont apporté des modifications à leurs programmes nucléaires, notamment avec des annonces de retraits de réacteurs plus anciens en provenance du Canada, de la France et de la Belgique. L'Inde a également revu à la baisse ses objectifs nucléaires de 20 à 14,6 gigawatts. Ces changements, associés aux redémarrages plus lents que prévu au Japon, à la pause temporaire dans les approbations concernant de nouvelles constructions en Chine, et au ralentissement de la croissance économique mondiale, nous ont poussés à réexaminer nos prévisions concernant les réacteurs à la fin de 2012. Bien que le marché continue d'évoluer, nos estimations actuelles projettent que la capacité de production nucléaire atteindra 510 gigawatts d'ici 2022 par rapport aux 392 gigawatts d'aujourd'hui, ce qui représente une croissance annuelle moyenne de 3%. Sur cette croissance attendue, environ 64 nouveaux réacteurs avec une capacité de production de 64 gigawatts sont en construction à l'heure actuelle.

Les retraits et les retards aussi bien dans les redémarrages que dans les nouvelles constructions de réacteurs ont eu un effet sur la demande et le prix de l'uranium en 2012. Des inquiétudes ont été exprimées concernant l'introduction d'excédents de stocks sur le marché résultant de réductions des besoins, de reports et/ou d'annulations de livraisons sous contrats de vente. En 2012, tous les excédents de stocks ont été gérés de façon responsable entre les fournisseurs et les clients, mais la situation a rendu les acteurs du marché discrétionnaires dans leurs achats et le prix de l'uranium est resté à un niveau bas. Cela reste le cas au début de l'année 2013, mais nous pensons que la résorption des excédents de stocks, la reprise des redémarrages au Japon et les nouvelles constructions dans le monde entier, ajoutés à des critères d'offre et de demande fondamentaux prometteurs, devraient aboutir à une amélioration des conditions de marché. Nous nous attendons également à ce que les services publics accélèrent la passation de contrats bien avant que leurs besoins ne soient plus couverts à l'horizon 2016.

À l'autre bout de l'équation, l'offre a connu un nombre important de destructions et de reports en 2012 alors que le prix coutant de l'uranium restait à un niveau bien en-deçà de celui nécessaire pour que les nouveaux projets soient économiques. Plusieurs producteurs d'uranium ont réduit leurs plans de croissance de production, et ce fut le cas pour nous lorsque nous avons annoncé l'ajustement de nos plans de croissance de 40 millions de livres de production annuelle à 36 millions de livres d'approvisionnement annuel d'ici 2018.

Ces défis qui se posent à l'approvisionnement primaire ont lieu alors que l'approvisionnement secondaire diminue en conséquence de la fin de l'accord commercial sur l'uranium très enrichi (Highly Enriched Uranium ou HEU) russe en 2013, et tandis que la croissance de la demande régulière se poursuit - avec des prévisions qu'elle atteindra environ 3% par an.

C'est pourquoi, même si les perspectives concernant l'offre et la demande continuent d'évoluer, l'énergie nucléaire demeure une partie importante du mix énergétique mondial et il est évident qu'un nouvel approvisionnement d'uranium sera nécessaire. Bien qu'une partie de la pénurie d'offres à venir puisse être comblée par des approvisionnements secondaires, la majorité devra être fournie par les nouvelles mines et les expansions des mines existantes, ce qui selon nous devrait pousser l'économie des nouvelles productions à supporter le marché.

Perspectives pour 2013

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, en fonction des conditions du marché, 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 de 2013 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.

Nos perspectives pour 2013 tiennent compte des dépenses de croissance nécessaires pour nous aider à mener à bien notre stratégie. Nous ne donnons pas de perspectives aux éléments du tableau qui sont marqués d'un tiret.

Pour davantage de détails, se référer aux résultats financiers par secteur.

Perspectives financières pour 2013

BPLP n'est pas inclus dans les montants consolidés en raison d'une modification dans la comptabilité (voir ci-après). NUKEM est également exclu (voir ci-après).

CONSOLIDÉ URANIUM SERVICES DE COMBUSTIBLE ÉLECTRICITÉ
Production - 23,3 millions lb 14 à 15 millions kgU -
Volume de ventes - 31 à 33 millions lb Hausse de 0% à 5% -
Facteur de capacité - - - 88%
Revenu comparé à 2011 Hausse 0% à 5% Hausse 0% à 5%1 Hausse 5% à 10% Baisse 5% à 10%
Coût unitaire moyen des produits vendus (dépréciations et amortissements (D&A) compris) - Hausse 0% à 5%2 Baisse 0% à 5% Hausse 25% à 30%
Frais d'administration directs comparés à 20123 Baisse 0% à 5% - - -
Frais d'exploration comparé à 2012 - Baisse 5% à 10% - -
Taux d'imposition Recouvrement de 15% à 20% - - -
Dépenses en immobilisation 655 millions $4 - - 93 M $ (notre part)
1 Selon un prix au comptant de l'uranium de 43,65 $US par livre (prix Ux au comptant au 4 février 2013), un indicateur de prix à long terme de 56,00 $US par livre (indicateur Ux à long terme au 28 janvier 2013) et un taux de change de 1,00 $(US) pour 1,00 $(CA)
2 Cette hausse repose sur le coût de vente unitaire des matières produites et des engagements d'achat à long terme. Si nous décidons de faire des achats discrétionnaires en 2013, nous nous attendons alors à une nouvelle augmentation du coût unitaire moyen des produits vendus.
3 Les frais administratifs directs ne comprennent pas les charges de rémunération à base d'actions.
4 Ne comprend pas notre part de dépenses en immobilisation chez BPLP.

Perspectives consolidées

Effectif au 1er janvier 2013, avec l'adoption de l'IFRS 11 - Partenariat, nous appliquerons la méthode de la mise en équivalence pour notre participation dans BPLP et ne consoliderons plus notre part de leurs revenus. Nos perspectives de revenus pour 2013 n'incluent pas BPLP. À des fins de comparaison, notre revenu pour 2012 était de 1 851 000$, BPLP exclu. De plus, nos perspectives pour 2013 présentées ci-dessous n'incluent aucun des revenus prévus pour être reconnus via NUKEM (voir NUKEM Gmbh).

Nous prévoyons qu'en 2013, le revenu consolidé sera de 5% supérieur en raison :

  • d'une hausse des prix réalisés dans le secteur de l'uranium
  • d'une hausse des ventes en volume dans le secteur des services de combustible
  • d'une hausse des prix réalisés dans le secteur des services de combustible

Nous prévoyons que les frais d'administration (ne comprenant pas la rémunération à base d'actions) seront jusqu'à 5% plus élevés qu'en 2012 en raison des réductions attendues dans le développement commercial et les activités administratives liées à nos plans de croissance ajustés.

Nous prévoyons que nos frais d'exploration seront de 5% à 10% moins élevés qu'en 2012 en raison :

  • d'une réduction de nos activités d'évaluation à Kintyre
  • d'une réorganisation générale de notre portefeuille d'exploration globale qui nous a permis d'axer nos efforts sur nos projets fondamentaux au Saskatchewan, aux États-Unis, au Kazakhstan et en Australie

En 2012, environ 27 M$ d'impôts sont devenus payables à réception de la réévaluation de notre déclaration d'impôts 2007 en raison du différend qui nous oppose à l'Agence du revenu du Canada (ARC) sur la structure et la méthodologie des prix de transfert. La Loi de l'impôt sur le revenu du Canada comprend des provisions qui nécessitent de certaines sociétés qu'elles paient à l'avance 50% des taxes associées aux réévaluations contestées jusqu'au règlement du conflit. Jusqu'à présent, nous n'avons pas eu à effectuer d'importants règlements en espèces en raison de la disponibilité des retenues passées et des reports fiscaux des pertes. Nous prévoyons que l'ARC réévaluera nos déclarations d'impôts pour les années suivantes sur une base similaire et que cela se traduira par de futurs paiements en espèces dès la réception des réévaluations. Voir la note 24 sur les déclarations financières pour plus d'informations.

Nous avons des arrangements contractuels en place pour vendre l'uranium produit dans nos opérations minières canadiennes à une société commerciale et de marketing située dans une juridiction étrangère. Ces arrangements reflètent les marchés de l'uranium au moment où ils ont été signés, avec le risque et l'avantage que les mouvements ultérieurs des prix de l'uranium reviennent à la société commerciale et de marketing étrangère.

Sur la base du bénéfice net ajusté, nous prévoyons une récupération de 15% à 20% en 2013 en provenance de nos secteurs de l'uranium, des services de combustible, et de l'électricité, du fait que le revenu imposable au Canada devrait décliner. Sous réserve de notre succès dans le conflit avec l'ARC, nous prévoyons que notre taux d'imposition se poursuivra conformément aux perspectives 2013 jusqu'à ce que les arrangements contractuels cités ci-dessus expirent en 2016. Au fur et à mesure de l'expiration des arrangements et de leur remplacement par de nouveaux contrats qui reflèteront le marché de l'uranium à l'heure de la signature, nos charges fiscales devraient augmenter avec le temps.

Premier trimestre 2013

Nous n'avons pas pour habitude de fournir des perspectives sur les bénéfices. Cependant, en raison d'un ensemble de facteurs qui devraient se produire au premier trimestre, nous avons estimé approprié de fournir quelques perspectives pour les investisseurs concernant nos prévisions actuelles pour nos revenus du premier trimestre.

Dans nos secteurs de l'uranium et des services de combustible, nos clients choisissent à quel moment de l'année ils souhaitent recevoir les livraisons, et c'est pourquoi nos modèles de livraison trimestriels, nos volumes de ventes et nos revenus peuvent varier considérablement. Nous prévoyons que nos livraisons d'uranium pour le premier trimestre seront entre 5 et 6 millions de livres, soit une baisse considérable par rapport aux 8 millions enregistrés au cours des trois premiers mois de 2012. Les ventes d'uranium pour le bilan de 2013 devraient être plus lourdement pondérées (environ 60%) sur la seconde moitié de l'année. Cependant, tous les avis de livraison n'ont pas été reçus à ce jour, et cela pourrait altérer le schéma de livraisons. Généralement, nous recevons nos avis six mois à l'avance de la date de livraison requise.

En outre, trois des quatre unités de BPLP ont programmé des arrêts au cours des trois premiers mois de 2013. Dès lors, nous nous attendons à ce que la production d'énergie soit considérablement moins élevée au cours du premier trimestre de 2013 qu'elle ne l'était au premier trimestre de 2012. Le facteur de capacité est susceptible d'être entre 75% et 80% et il est probable que BPLP déclarera une perte d'exploitation pour le trimestre.

En conséquence, nous prévoyons que notre bénéfice net ajusté pour le premier trimestre sera considérablement moins élevé que les 124 M$ (0,31 $ par action) du premier trimestre de 2012. Nous ne pensons pas que ces facteurs continueront d'avoir un impact sur notre bénéfice net ajusté pour les trimestres ultérieurs de 2013. Les orientations que nous avons fournies sur le tableau des perspectives reflètent nos attentes actuelles pour l'exercice complet. Nous prévoyons aussi que les bénéfices nets attribuables aux porteurs d'actions subiront un impact similaire.

Perspectives dans le secteur de l'uranium

Nous prévoyons de produire 23,3 millions de livres en 2013 et nous sommes engagés par des contrats à long terme à acheter près de 12 millions de livres.

Selon les contrats conclus, nous prévoyons vendre de 31 millions à 33 millions de livres d'U3O8 en 2013. Nous prévoyons que le coût unitaire moyen des ventes sera supérieur de 5% par rapport à celui de 2012. Cette augmentation est principalement due à une augmentation des coûts de la matière produite. Au cas où nous déciderions de faire des achats discrétionnaires supplémentaires en 2013, nous prévoyons que le coût unitaire moyen des produits vendus augmentera à nouveau.

Selon nos prix au comptant actuels, le revenu devrait être supérieur d'environ 5% par rapport à celui de 2012, en raison de la hausse prévue des prix réalisés.

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 2012 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 2012, 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)

PRIX AU COMPTANT
($US/lb U3O8)
20 $ 40 $ 60 $ 80 $ 100 $ 120 $ 140 $
2013 43 46 53 61 69 77 83
2014 45 48 56 64 73 82 89
2015 41 46 56 66 76 86 95
2016 43 48 58 69 80 90 98
2017 42 47 57 67 78 87 95

Le tableau illustre le mélange des contrats à long terme de notre portefeuille du 31 décembre 2012, et ceci est conforme à notre stratégie de négociation de contrats. Le tableau a été mis à jour au 31 décembre 2012 pour refléter :

  • les livraisons réalisées et les contrats conclus jusqu'au 31 décembre 2012
  • notre meilleure estimation des livraisons futures

Notre portefeuille comprend des contrats à prix fixe et des contrats liés au marché, dont l'objectif est un rapport de 40:60. Ceux qui sont négociés à des prix fixes inférieurs ou qui ont des plafonds bas généreront des prix inférieurs aux prix marchands actuels. En 2012, plusieurs de ces anciens contrats ont expiré et nous commençons à livrer dans le cadre de contrats 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 2013

Inflation

  • de 2% par an

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 15% 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.

Part de la production de Cameco - prévision annuelle jusqu'en 2017

PRÉVISIONS ACTUELLES (EN MILLION DE lb) 2013 2014 2015 2016 2017
McArthur River/Key Lake 13,2 13,1 13,1 13,1 13,1
Rabbit Lake 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2
US ISR 2,6 2,9 2,9 3,0 3,0
Inkai1 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9
Cigar Lake 0,3 1,8 5,5 7,9 8,2
Part totale de la production 23,2 24,9 28,6 31,1 31,4
Part de Cameco dans la production d'Inkai sur laquelle les profits sont générés2
Inkai1 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0
Total2 23,3 25,0 28,7 31,2 31,5
1 En 2011, nous avons signé un protocole d'accord (PA 2011) avec Kazatomprom afin d'augmenter la production annuelle à hauteur de 5,2 millions de livres (base de 100%). Dans le cadre du PA 2011, 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.
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 2011, comme indiqué ci-dessus.

Nos objectifs de production annuelle pour 2013 et pour les années futures prévoient pour Inkai, et nous nous attendons à ce qu'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.

Il n'y a aucune certitude qu'Inkai recevra ces permis ou ces approbations. Dans le cas où Inkai n'y parviendrait pas, ou si les permis et les autorisations étaient retardés, Inkai pourrait ne pas atteindre ses objectifs de production annuels en 2013 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 à la fin de ce document, et plus particulièrement sur les hypothèses et les risques cités ci-dessus et énumérés ci-dessous. La production réelle peut être sensiblement différente de ces prévisions.

Hypothèses

  • nous atteignons notre prévision de production 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 (y compris l'incapacité à renouveler les accords passés avec les employés syndiqués à McArthur River et Key Lake), 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 d'interrompre ou de réduire la production

Perspectives concernant les services de combustible

En 2013, nous prévoyons de produire entre 14 et 15 millions de kgU, et prévoyons une hausse des ventes en volume de 5% supérieures à 2012. Il est prévu que le revenu d'ensemble augmentera de 5% à 10%, en conséquence des volumes plus élevés et une augmentation attendue du prix moyen réalisé. Nous prévoyons que le coût unitaire du produit vendu (D&A inclus) diminuera de 0% à 5%, et que de ce fait la marge brute d'ensemble augmentera en conséquence.

NUKEM Gmbh (NUKEM)

Le 9 juin 2013, nous avons achevé l'acquisition de NUKEM GmbH auprès d'Advent International (Advent) et d'autres actionnaires. NUKEM est une société de négociation et de courtage en produits et services de combustible nucléaire de premier plan mondial.

NUKEM fut acquise pour des contreparties en espèces de 107 millions d'euros (140 M$ (US)), plus les rajustements de clôture. Nous avions également assumé que la dette nette de NUKEM s'élevait à environ 84 millions d'euros (111 M$ (US)) au 9 janvier 2013. Les frais de 4 M$ relatifs à l'acquisition ont été réglés et inclus dans les dépenses d'administration dans les états consolidés des résultats. Nous avons bénéficié des avantages économiques de la possession de NUKEM au 1er janvier 2012, toutefois, conformément aux exigences comptables, nos informations financières reflèteront les résultats à partir du 9 janvier 2013.

L'accord d'acquisition inclut également une clause d'indexation sur les bénéfices futurs qui pourrait offrir à Advent une part des bénéfices de NUKEM sous certaines conditions pour les années 2012 à 2014. Cette indexation sur les bénéfices futurs est basée sur le dépassement par NUKEM de certains niveaux de seuil minimum de BAIIA, tels que spécifiés et définis dans l'accord d'acquisition. Le BAIIA est dérivé de l'état financier vérifié de NUKEM et le règlement de l'indexation à Advent aura lieu l'année suivante. Pour 2012, nous estimons que le montant de l'indexation s'élèvera à environ 5 M$ (US).

À des fins comptables, le prix de l'acquisition est affecté aux actifs et passifs acquis basés sur leurs valeurs justes à la date de l'acquisition (9 janvier 2013). Comme l'acquisition s'est clôturée très récemment, nous n'avons pas encore finalisé l'affectation du prix d'achat. Toutefois, nous prévoyons que la majorité du prix d'acquisition sera affecté aux contrats d'achat et de vente acquis, aux stocks des combustibles nucléaires, et à l'écart d'acquisition.

Perspectives concernant NUKEM

La nécessité d'assigner des valeurs justes aux contrats d'achat et de vente à la date d'acquisition influencera les résultats d'exploitation futurs enregistrés pour NUKEM. Par exemple, NUKEM est partie prenante de l'accord commercial HEU russe, qui propose l'achat de l'uranium à un prix bien en deçà de celui du marché actuel. Nous affecterons une partie du prix d'achat à ce contrat. Nos coûts de vente futurs reflèteront l'amortissement de la valeur assignée au contrat pendant les périodes au cours desquelles ces matériaux HEU sont livrés. Cette comptabilité sera appliquée à tous les contrats du portefeuille à la date d'acquisition. En conséquence, nous prévoyons que les marges bénéficiaires que nous enregistrerons pour NUKEM seront entre 3 et 5% en 2013. Nous prévoyons de déclarer NUKEM en tant que segment commercial distinct.

Pour l'année 2013, il est prévu que NUKEM livrera environ entre 9 et 11 millions de livres d'uranium et environ 500 000 Unités de travail de séparation (enrichissement), aboutissant à un revenu total s'étalant entre 500 et 600 M$. NUKEM prévoit encourir des coûts de gestion et d'administration entre 10 et 12 M$. Le taux de l'impôt sur le revenu effectif devrait être entre 30% et 35%. Il est prévu que les flux de trésorerie soient entre 100 et 125 M$.

Perspectives concernant l'électricité

Bruce Power prévoit que le facteur de capacité moyen des quatre réacteurs Bruce B sera d'environ 88% en 2013, et que la production réelle sera d'environ 5% à 10% inférieure à celle de 2012 en raison du plus grand nombre de jours d'interruption prévus en 2013. Le prix réalisé de l'électricité en 2013 devrait être légèrement inférieur à celui de 2012. Par conséquent, nous prévoyons une baisse des revenus entre 5% et 10%.

Nous prévoyons que le coût unitaire moyen (après les récupérations de coûts) sera de 25% à 30% supérieur en 2013 et que le total des frais d'exploitation augmentera d'environ 15% à 20%, principalement en raison d'un plus grand nombre d'interruptions prévues contribuant à augmenter les coûts.

En 2013, nous comptabiliserons notre participation dans BPLP à l'aide de la méthode de la mise en équivalence.

Dépenses d'immobilisation

À partir de 2013, nous répartirons les dépenses d'immobilisation entre capital de soutien, capital de remplacement de capacité ou capital d'expansion. En tant que société minière, le capital de soutien correspond à l'argent que nous dépensons pour maintenir nos installations en état de fonctionnement dans leur état actuel, et il suivra une courbe de production progressivement décroissante, tandis que le capital de remplacement de capacité correspond aux dépenses effectuées pour maintenir les niveaux de productions en cours sur ces opérations. Le capital d'expansion correspond aux dépenses que nous réalisons pour générer une production incrémentale, et pour le développement commercial. Auparavant, nous répartissions nos dépenses d'immobilisation entre les catégories « capital de soutien » (qui incluait les projets de remplacement de capacité) et « capital d'expansion. »

(PART DE CAMECO EN MILLIONS $) 2012 PRÉVU 2012 RÉEL
Capital d'expansion
Cigar Lake 215 231
Inkai 10 9
McArthur River 35 32
Millennium 5 9
US ISR 30 48
Capital d'expansion total 295 329
Capital de soutien
McArthur River/Key Lake 145 154
US ISR 50 26
Rabbit Lake 75 77
Inkai 30 15
Services de combustible 20 15
Autres 5 15
Capital de soutien total 325 302
Talvivaara - 41
Uranium & services de combustibles total 6201 672
Électricité (notre part de 31,6% de BPLP) 80 62
1 Nous avons mis à jour l'estimation du coût en capital de 2012 dans le rapport de gestion du T2 (680 M$) et dans celui du T3 (730 M$).

Les dépenses en immobilisations ont été de 5% supérieures à nos prévisions de 2012, principalement en raison de variations à Cigar Lake causées par un changement dans le calendrier des dépenses et des hausses des coûts.

Nous prévoyons que les dépenses d'immobilisation totales pour l'uranium et les services de combustibles diminueront d'environ 1% en 2013.

(PART DE CAMECO EN MILLIONS $) 2013 PRÉVU 2014 PRÉVU 2015 PRÉVU
Uranium & services de combustibles 650 600-650 550-600
Capital de soutien 200 300-320 290-310
Capital d'expansion 310 175-190 140-155
Capital de remplacement de capacité 140 125-104 120-135
Talvivaara 5
Uranium & services de combustibles total 655
Électricité (notre part de 31,6% de BPLP) 93

Nous prévoyons que les dépenses d'immobilisation totales pour l'uranium et les services de combustibles diminueront d'environ 1% en 2013.

En 2013, les principales dépenses de soutien, de remplacement de capacité et d'expansion incluent :

  • McArthur River/Key Lake - À McArthur River, l'élément le plus large est le développement de la mine pour environ 50 millions $. D'autres projets incluent la mise à niveau de l'infrastructure électrique pour environ 40 millions $, ainsi que l'expansion de l'installation d'un autre site et des achats d'équipements. À Key Lake, divers projets de revitalisation de l'usine seront menés pour environ 30 millions $, ainsi que des mises à niveau des services électriques du site et des travaux sur les installations de traitement des résidus.
  • US in situ recovery (ISR) - la construction et l'installation de Wellfield représentent le plus large projet pour un montant d'environ 40 M$. Nous prévoyons également de poursuivre notre travail de développement du projet North Butte et de revitalisation de l'usine de traitement.
  • Rabbit Lake - À Eagle Point, le projet le plus important concerne le développement de la mine pour environ 15 M$. D'autres projets incluent des travaux sur les systèmes électriques, le remplacement de divers équipements de la mine et la poursuite du travail sur les systèmes d'assèchement de la mine et les installations de traitement des résidus.
  • Cigar Lake - Afin de mettre Cigar Lake en production en 2013, nous estimons que notre part des dépenses de capital sera d'environ 182 M$, dont 27 M$ de modifications sur l'usine de McClean Lake.

Nos dépenses de capital d'expansion sont liées à notre stratégie d'augmentation de l'offre annuelle à 36 millions de livres d'ici 2018 et de maintien de la capacité à répondre rapidement aux changements des signaux du marché. L'ensemble des projets de même que leurs estimations sous-jacentes en capital pourraient changer significativement.

Ces informations à l'égard des dépenses d'immobilisations prévues actuellement concernant des périodes futures constituent des informations de nature prospective ; elles sont basées sur des hypothèses et sont soumises aux risques matériels énoncés à la fin de ce document. Nos dépenses d'immobilisations réelles à des périodes futures sont susceptibles d'être sensiblement différentes.

Analyse de sensibilité

Au 31 décembre 2012, chaque variation d'un cent de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain modifiait notre bénéfice net pour 2013 d'environ 10 M$ (CA). Cette sensibilité est fondée sur un taux de change de 1,00 $ (US) pour 1,00 $ (CA).

Pour 2013 :

  • un changement de 5 $ (US) la livre dans chacun des prix au comptant Ux (43,65 $ (US) la livre en date du 4 février 2013) et dans l'indicateur de prix Ux à long terme (56,00 $ (US) la livre au 28 janvier 2013) modifierait les revenus de 77 M$ et le bénéfice net de 44 M$.
  • un changement de 5 $/MWh du prix au comptant de l'électricité pourrait changer notre bénéfice net pour 2013 de 2 M$ en se fondant sur l'hypothèse que le prix au comptant demeurera inférieur au prix plancher de 51,62 $/MWh prévu par le contrat de BPLP avec l'Office de l'électricité de l'Ontario (OEO).

Mesures non-IFRS - Bénéfice net ajusté

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 avons recours à cette mesure pour mieux comparer nos résultats financiers d'une période à l'autre. De plus, nous pensons que certains investisseurs utilisent cette information en vue d'évaluer notre rendement, en plus de modes de calcul classiques préparés conformément aux normes IFRS. Le bénéfice net ajusté est notre bénéfice net attribuable aux actionnaires, ajusté pour mieux refléter nos performances financières sous-jacentes au cours de 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.

Le bénéfice net ajusté est une information supplémentaire non normalisée. Elle ne doit pas être considérée de manière isolée et ne doit pas remplacer l'information financière préparée selon les normes comptables. D'autres sociétés peuvent calculer cette mesure différemment, il se peut que vous ne puissiez pas effectuer une comparaison directe avec 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 exercices terminés de 2012, 2011 et 2010 tel qu'indiqué dans nos états financiers.

(MILLIONS $) 2012 2011 2010
Bénéfice net attribuable aux porteurs d'actions 266 450 516
Ajustements
Ajustements sur produits dérivés 1(avant impôts) 17 80 (26)
Impôt sur le bénéfice ajusté aux produits dérivés (4) (21) 7
Bénéfices liés aux opérations abandonnées 168 - -
Bénéfice net ajusté 447 509 497
1 En 2008, nous avons choisi de mettre fin à la comptabilité de couverture pour notre portefeuille de contrats de vente à terme en devises étrangères. Depuis, nous avons ajusté nos gains et nos pertes sur les produits dérivés en vue de refléter ce qu'aurait été notre bénéfice si la comptabilité de couverture avait été appliquée.

Résultats financiers 2012 par secteur

Uranium

TRIMESTRE CLOS LE 31 DÉCEMBRE EXERCICE CLOS LE 31 DÉCEMBRE
FAITS SAILLANTS 2012 2011 VARIATION 2012 2011 VARIATION
Volume de production (million lb) 6,5 6,6 (2)% 21,9 22,4 (2)%
Volume des ventes (million lb) 14,4 13,8 4% 32,5 32,9 (1)%
Prix au comptant moyen ($US/lb) 42,46 51,79 (18)% 48,40 56,36 (14)%
Prix moyen à long terme ($US/lb) 58,50 62,50 (6)% 60,13 66,79 (10)%
Prix réalisé moyen
($US/lb) 49,97 52,09 (4)% 47,62 49,17 (3)%
($CA/lb) 49,37 53,08 (7)% 47,61 49,18 (3)%
Coût unitaire moyen des ventes ($CA/lb) (dépréc. et amort. compris) 32,88 30,29 9% 32,09 29,94 7%
Revenu (millions $) 709 731 (3)% 1546 1616 (4)%
Profit brut (millions $) 237 314 (25)% 504 632 (20)%
Profit brut (%) 33 43 (23)% 33 39 (15)%

Quatrième trimestre

Les volumes de production trimestriels ont chuté de 3% en glissement annuel. Pour plus de renseignements, se référer à la section « Activités d'exploitation et projets de développement ».

Les revenus du secteur de l'uranium ont enregistré une baisse de 3% en raison d'une chute de 6% du prix réalisé moyen du dollar canadien, partiellement compensée par une hausse de 4% des ventes en volume.

Les prix réalisés ce trimestre étaient inférieurs à ceux du quatrième trimestre de 2011, principalement en raison de la baisse des prix en $US en vertu des contrats liés au marché. Au cours du quatrième trimestre de 2012, le prix au comptant moyen de l'uranium était de 42,46$ (US), soit 18% moins élevé que les 51,79 $ (US) au quatrième trimestre de 2011.

Le coût total des ventes (dépréciation et amortissement compris) a augmenté de 13% (472 M$ par rapport à 417 M$ en 2011). Cette augmentation est principalement le résultat de ce qui suit :

  • une hausse de 4% du volume des ventes.
  • l'augmentation de 11% des coûts unitaires moyens pour l'uranium produit en raison de la hausse des frais hors caisse
  • l'augmentation de 75% des coûts unitaires moyens pour l'uranium acheté en raison d'une hausse des achats au prix au comptant Au quatrième trimestre de 2011, la plupart des nos achats étaient en vertu de contrats à long terme à des prix fixés plus favorables.
  • des frais de redevance moins élevés en raison de la baisse des prix réalisés et de la diminution des livraisons de matériaux produits en Saskatchewan. En 2012, les frais de redevance totaux étaient de 52 M$ par rapport à 61 M$ en 2011.

L'effet net est une diminution de 77 M$ de la marge brute pour le trimestre.

Exercice complet

Les volumes de production en 2012 ont été 2% inférieurs à ceux de 2011 en raison de la diminution de la production de Smith Ranch-Highland et de McArthur River/Key Lake, qui avaient atteint des records de production en 2011. Pour plus de renseignements, se référer à la section « Activités d'exploitation et projets de développement ».

Les revenus du secteur de l'uranium ont enregistré une baisse de 4% par rapport à 2011, en raison d'une légère chute du volume des ventes et d'une baisse de 3% du prix réalisé moyen du dollar canadien. Les prix réalisés cette année en dollars US étaient de 3% inférieurs à ceux de 2011, principalement en raison de la baisse des prix en $US en vertu des contrats liés au marché. Le prix au comptant moyen pour l'uranium était de 48,40 $ en 2012, soit une chute de 14% par rapport au prix moyen de 2011 de 56,36 $. Le coût total des ventes (dépréciation et amortissement compris) a augmenté de 6% cette année (1,0 milliard $ par rapport à 984 millions $ en 2011). Cette augmentation est principalement le résultat de ce qui suit :

  • l'augmentation de 13% des coûts unitaires moyens pour l'uranium produit et l'augmentation de 9% des coûts unitaires moyens pour l'uranium acheté en raison d'une augmentation des achats au comptant
  • des frais de redevance moins élevés en 2012 principalement dus à une chute des prix réalisés. En 2012, les redevances totales étaient de 116 M$ par rapport à 124 M$ en 2011.

L'effet net est une diminution de 128 M$ en profit brut pour l'exercice.

Le tableau suivant indique les coûts de l'uranium produit et acheté qui ont été engagés dans les périodes analysées (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.

TRIMESTRE CLOS LE 31 DÉCEMBRE EXERCICE CLOS LE 31 DÉCEMBRE
($CA/lb) 2012 2011 VARIATION 2012 2011 VARIATION
Produit
Coût décaissé 17,01 17,44 (2)% 19,95 18,45 8%
Coût non décaissé 8,41 5,52 52% 8,13 6,50 25%
Coût total de production 25,42 22,96 11% 28,08 24,95 13%
Quantité produite (million lb) 6,5 6,6 (2)% 21,9 22,4 (2)%
Acheté
Coût décaissé 32,94 18,86 75% 28,50 26,08 9%
Quantité achetée (million lb) 2,8 2,3 22% 11,2 9,6 17%
Totaux
Coûts produits et achetés 27,69 21,90 26% 28,22 25,29 12%
Quantités produites et achetées (million lb) 9,3 8,9 4% 33,1 32,0 3%

Dans le tableau ci-dessus, le coût décaissé, non-décaissé et total par livre d'uranium achetée et produite ne sont pas déterminés selon les 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 pour évaluer notre rendement et notre capacité à générer des flux de trésorerie, en plus de modes de calcul classiques préparés conformément aux normes IFRS.

Ces mesures constituent une information supplémentaire non normalisée. Elles ne doivent pas être considérées de manière isolée et ne doivent pas remplacer l'information financière préparée selon les normes comptables. Ces mesures ne sont pas nécessairement représentatives du bénéfice d'exploitation ou des flux de trésorerie issus des activités déterminées conformément aux normes IFRS. D'autres sociétés peuvent calculer cette mesure différemment, il se peut que vous ne puissiez pas effectuer une comparaison directe avec 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 exercices terminés de 2012 et 2011 comme indiqué dans nos états financiers.

Rapprochement du coût décaissé et du coût total par livre

TRIMESTRE CLOS LE 31 DÉCEMBRE EXERCICE CLOS LE 31 DÉCEMBRE
(MILLIONS $) 2012 2011 2012 2011
Coût de produit vendu 390,7 336,8 871,3 824,3
Plus / (moins)
Redevances (51,7) (61,3) (116,0) (123,6)
Frais en attente (7,7) (6,0) (28,6) (22,0)
Autres frais de vente (3,3) (2,8) (6,2) (9,4)
Variation des stocks (125,2) (108,2) 35,6 (5,7)
Coûts opérationnels décaissés (a) 202,8 158,5 756,1 663,6
Plus / (moins)
Dépréciation et amortissement 81,3 80,1 170,9 159,2
Variation des stocks (26,6) (43,7) 7,2 (13,6)
Coûts opérationnels totaux (b) 257,5 194,9 934,2 809,2
Uranium produit et acheté (millions lb) (c) 9,3 8,9 33,1 32,0
Coûts décaissés par livre (a / c) 21,81 17,81 22,84 20,74
Coûts par livre totaux (b / c) 27,69 21,90 28,22 25,29
Résultats liés aux services de combustible
(comprend les résultats pour l'UF6, l'UO2 et la fabrication de combustibles)
TRIMESTRE CLOS LE 31 DÉCEMBRE EXERCICE CLOS LE 31 DÉCEMBRE
FAITS SAILLANTS 2012 2011 VARIATION 2012 2011 VARIATION
Volume de production (en million de kgU) 3,3 3,1 6% 14,2 14,7 (3)%
Volume des ventes (en million de kgU) 5,9 7,2 (18)% 16,1 18,3 (12)%
Prix réalisé ($CA/kgU) 16,70 14,67 14% 17,24 16,71 3%
Coût unitaire moyen des ventes ($CA/kgU) (dépréc. et amort. compris) 13,44 11,18 20% 14,63 13,75 6%
Revenu (en M$) 99 106 (7)% 277 305 (9)%
Profit brut (en M$) 19 25 (24)% 42 54 (22)%
Profit brut (%) 19 24 (21)% 15 18 (17)%

Quatrième trimestre

Le revenu total a diminué de 7% en raison d'une baisse de 18% des volumes de vente, compensée par une hausse de 14% du prix réalisé.

Le coût total des produits et services vendus (y compris dépréciation et amortissement) a diminué de 2% (79 M$ contre 81 M$ au quatrième trimestre de 2011) en raison d'une diminution des volumes de vente, compensée par une augmentation du coût de vente unitaire moyen. En comparaison à 2011, le coût unitaire moyen des ventes a augmenté de 20% en raison de l'ensemble des produits de services de combustibles vendus et d'une augmentation du recouvrement des coûts enregistrée en 2011.

L'effet net est une diminution de 6 M$ du profit brut.

Exercice complet

Le revenu total a diminué de 9% en raison d'une hausse de 12% des volumes de vente. Nous avons fixé des objectifs de ventes moins élevés en 2012 en raison des conditions de marché plus difficiles au début de l'année.

Le coût total des produits et services vendus (dépréciation et amortissement compris) a diminué de 6% (235 M$ par rapport à 251 M$ en 2011) en raison d'une diminution des volumes de vente. Le coût unitaire moyen des ventes a augmenté de 6% en raison d'une hausse des coûts unitaires de l'UF6 qui a engendré une diminution de la production.

L'effet net est une diminution de 12 M$ du profit brut.

Résultats du secteur de l'électricité

Quatrième trimestre

Le revenu total du secteur de l'électricité a augmenté de 16% en raison d'une augmentation de la production et d'une légère hausse 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 198 M$ au cours du trimestre en vertu de son accord avec l'OEO, comparativement à 147 M$ au quatrième trimestre de 2011. L'équivalent d'environ 58% de la production de BPLP a été vendu en vertu de contrats financiers au cours du trimestre, comparativement à 66% au quatrième trimestre de 2011. Périodiquement, BPLP entre sur le marché pour verrouiller des gains en vertu de ces contrats. Au quatrième trimestre 2012, les gains issus des activités contractuelles de BPLP étaient similaires à ceux de 2011.

Le facteur de capacité a été de 100% au cours du trimestre, en hausse de 86% au quatrième trimestre de 2011. Il n'y a eu aucun jour d'interruption au quatrième trimestre de cette année par rapport aux interruptions planifiées en 2011.

Les coûts d'exploitation ont été de 221 M$, comparativement à 271 M$ en 2011, en raison d'une diminution des paiements de location complémentaires et des coûts de maintenance engagés, du fait de l'absence d'interruptions au cours du quatrième trimestre.

Le résultat a été une augmentation de 194% de notre part de bénéfices avant impôts.

BPLP a distribué 140 M$ aux partenaires au quatrième trimestre. Notre part a été de 44 M$. Le capital appelé de BPLP aux partenaires a été de 14 M$ au quatrième trimestre. Notre part a été de 4 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 plus élevés en 2012 qu'en 2011 sont en partie la conséquence de revenus plus élevés de 10% qu'en 2011 en raison d'une augmentation de 2% 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'Office de l'électricité de l'Ontario (OEO), et les produits des contrats financiers.

BPLP a passé un accord avec l'OEO en vertu duquel la production de chaque réacteur B est soutenue par un prix plancher (actuellement de 51,62 $/MWh) ajusté annuellement pour intégrer l'inflation. Le mécanisme de prix plancher et tous les versements à BPLP qui y sont associés pour la production de chaque réacteur B individuel expireront à une date spécifiée dans l'accord. Les dates d'expiration sont le 31 décembre 2015 pour l'unité B6, le 31 décembre 2016 pour l'unité B5, le 31 décembre 2017 pour l'unité B7 et le 31 décembre 2019 pour l'unité B8. Le revenu est reconnu mensuellement, à partir de la différence positive entre le prix plancher et le prix au comptant. BPLP n'a pas à repayer le revenu de l'accord avec l'OEO dans la mesure où le prix plancher pour l'année particulière dépasse le prix au comptant moyen pour cette même année.

L'accord prévoit également le paiement dans le cas où la Société indépendante d'exploitation du réseau d'électricité (SIERE) réduirait la génération de BPLP dans l'hypothèse où l'offre de la production de base de l'Ontario serait plus élevée que nécessaire. Le montant de la réduction est considérée comme une « production présumée », et pour celui-ci, BPLP est payé soit le prix au comptant, soit le prix plancher, selon celui des deux qui est le plus élevé. L'approche de la production présumée a offert à l'IESO une flexibilité considérable pour gérer les changements qui ont affecté le marché de l'électricité de l'Ontario dans les années récentes. La production présumée était de 0,4 TWh en 2012, la même qu'en 2011.

En 2012, BPLP a comptabilisé des revenus de 773 M$ en vertu de son accord avec l'OEO, par rapport à 498 M$ en 2011.

BPLP est également engagé dans des contrats financiers qui reflètent les conditions de marché au moment où ils ont été signés. BPLP perçoit ou paye la différence entre le prix du contrat et le prix au comptant. En 2012, BPLP a vendu l'équivalent de près de 64% de sa production en vertu de contrats financiers, contre 54% en 2011. Périodiquement, BPLP entre sur le marché pour verrouiller des gains en vertu de ces contrats. Les gains issus des activités contractuelles de BPLP étaient légèrement plus élevés qu'en 2011.

En outre, lorsqu'on les compare à 2011, les résultats en hausse de BPLP en 2012 étaient également le résultat de coûts d'exploitation plus bas. Cette année, les coûts d'exploitation de BPLP ont été de 889 M$, comparativement à 1,0 milliard $ en 2011, en raison d'une diminution des paiements de location complémentaires et des coûts de maintenance moins élevés engagés lors des périodes d'interruptions.

L'effet net a été une augmentation de 90% de notre part de bénéfices avant impôts.

BPLP a distribué 425 M$ aux partenaires en 2012. Notre part a été de 134 M$. Le capital appelé de BPLP aux partenaires a été de 63 M$ en 2012. Notre part a été de 20 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 94% en 2012, en hausse par rapport à 87% en 2011, en raison d'un nombre inférieur de jours d'arrêt pendant l'arrêt planifié de cet exercice comparativement à l'arrêt planifié de l'exercice précédent.

Les activités d'exploitation et les projets de développement

Uranium - Aperçu de la production

TRIMESTRE CLOS LE 31 DÉCEMBRE EXERCICE CLOS LE 31 DÉCEMBRE
PART DE CAMECO
(MILLION lb)
2012 2011 2012 2011 2012 PRÉVISION
McArthur River/Key Lake 3,5 3,9 13,6 13,9 13,51
Rabbit Lake 1,7 1,6 3,8 3,8 3,7
Smith Ranch-Highland 0,3 0,2 1,1 1,4 1,31
Crow Butte 0,2 0,2 0,8 0,8 0,7
Inkai 0,8 0,7 2,6 2,5 2,5
Total 6,5 6,6 21,9 22,4 21,71
1 Nous avons mis à jour nos prévisions initiales pour 2012 pour McArthur River/Key Lake (passant de 13,1 millions de livres à 13,5 millions de livres) et pour Smith Ranch-Highland (passant de 1,6 million de livres à 1,3 million de livres) dans notre rapport de gestion de T3.

McArthur River/Key Lake

Notre part de production en 2012 a été de 1% supérieure à nos prévisions pour l'année et de 2% en deçà de la production totale de 2011.

À McArthur River et Key Lake nous avons réalisé 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 pour la quatrième année consécutive. Nos efforts réguliers pour améliorer l'efficacité et la fiabilité de l'usine de Key Lake ont résulté dans une performance record de l'usine.

En 2013, nous avons limité le risque sur la production associé à la transition vers la zone minière supérieure de la zone 4. Nous avons réalisé des améliorations de productivité sur nos temps de cycles, qui incluent l'utilisation de l'abattage par chambre vide dans des zones plus petites et à moindre teneur de la mine situées à distance des murs de glace. En outre, nous avons modifié le séquençage des monteries dans la zone 2, secteur 5, ce qui améliorera la productivité.

Nous avons poursuivi le forage pour installer le mur de glace dans la zone minière supérieure de la zone 4 nord. Nous prévoyons terminer l'installation de lignes de circulation de saumure et de commencer les travaux de gel de la zone supérieure 4 nord en 2013, et d'entamer la production dans cette zone dès 2014.

En plus des travaux souterrains, nous avons commencé à mettre à niveau nos infrastructures électriques en surface afin de pouvoir prendre en charge le besoin de ventilation accrue et de capacité de glaçage futurs associés à l'exploitation des nouvelles zones et de la production minière en hausse.

En 2012, nous avons réalisé une étude de faisabilité sur le projet d'extension de McArthur River, et à partir des résultats positifs, nous avons revu notre plan de la mine pour incorporer l'expansion de la mine. Cela inclut une augmentation de nos taux de production annuels à 22 millions de livres U3O8 (sur une base de 100%) d'ici 2018, sous réserve de la réception de l'autorisation réglementaire.

Nous avons été avisés par la Commission canadienne de sûreté nucléaire (CCSN) que l'évaluation environnementale pour l'augmentation planifiée de la production serait transférée et intégrée aux processus d'autorisation et de conformité de la CCSN plutôt que de suivre le processus d'évaluation environnementale fédéral. Nous développons des plans pour réaliser ce processus réglementaire.

En outre, nous devons poursuivre la transition réussie vers les nouvelles zones de la mine via le développement de la mine et l'investissement dans l'infrastructure de soutien. Dans le cadre de ce projet pluriannuel, nous planifions :

  • d'élargir l'usine de gel et les systèmes de distribution électrique
  • d'augmenter la ventilation par le fonçage d'un quatrième puits à l'extrémité nord de la mine
  • d'améliorer notre système d'assèchement et d'élargir notre capacité de traitement des eaux

En 2012, nous avons mis à jour le rapport technique de McArthur River. Les faits saillants incluaient :

  • une augmentation de 19% de notre part des réserves minérales en raison d'un supplément de 22% concernant le tonnage et une légère baisse de la teneur moyenne estimée
  • une baisse de la moyenne estimée des coûts opérationnels décaissés à environ 19,23$ par livre sur la durée de vie de la mine par rapport aux 19,69$ par livre estimés en 2009, malgré la hausse constante des coûts dans l'industrie.
  • une augmentation du taux de production à 22 millions de livres par année programmé pour 2018, sous réserve des approbations réglementaires
  • une durée de vie de la mine d'au moins 22 ans, d'après le calendrier de production planifiée

En 2013, nous prévoyons poursuivre les avancées de l'exploration des galeries souterraines vers le sud-ouest et le nord-ouest. Des forages supplémentaires souterrains sont prévus pour délimiter la zone A, et depuis la surface pour identifier des ressources minérales additionnelles dans le gisement.

L'exploitation de l'usine de Key Lake a commencé en 1983. Nous prévoyons que la production de l'usine de Key Lake suivra de près la production de McArthur River, sous réserve de la réception des autorisations réglementaires. Dans le cadre de notre évaluation environnementale de l'extension de Key Lake, nous avons sollicité une autorisation pour augmenter le taux de production annuel nominal de Key Lake à 25 millions de livres U3O8 et augmenter notre capacité de traitement des résidus.

Le plan de revitalisation de l'usine inclut l'amélioration des circuits à l'aide de nouvelles technologies pour simplifier les opérations et optimiser les performances environnementales. Dans le cadre de ce projet, nous avons remplacé les usines d'acide, thermique et d'oxygène.

Cette année à Key Lake, nous avons :

  • fait progresser les travaux d'évaluation environnementale du projet d'extension de Key Lake en soumettant le premier jet de la déclaration d'impact environnemental aux autorités, en recevant leurs commentaires et en y fournissant des réponses.
  • commencé l'opération de tassement de la pente des parois de fosse de l'installation de traitement des produits de queue de Deilmann, en relocalisant environ 80% du sable

En 2013, à Key Lake, nous prévoyons :

  • terminer l'installation et la mise en service de la nouvelle sous-station électrique
  • terminer le travail en acier structurel et l'installation de l'équipement pour un nouveau calcinateur, pour une mise en service en 2014
  • achever l'opération de tassement de la pente des parois de fosse de l'installation de traitement des produits de queue de Deilmann, et de commencer la construction d'un contrefort pour empêcher les problèmes d'envasement lors de la montée des niveaux d'eau.
  • faire progresser les travaux d'évaluation environnementale du projet d'extension de Key Lake, en soumettant la déclaration d'impact environnemental finale pour analyse par les autorités provinciales et fédérales et chercher à obtenir les autorisations réglementaires obligatoires

Nous demanderons le renouvellement de nos licences d'exploitation de McArthur River et de Key Lake en 2013. La Commission canadienne de sûreté nucléaire (CCSN) a programmé une audience d'une journée au troisième trimestre dans le cadre du processus de demande de licence.

Inkai

La production cette année était supérieure de 4% à nos prévisions pour l'année et 4% plus élevée que la production de 2011.

Nous continuons d'ajouter des champs de captage additionnels pour maintenir plusieurs champs de captage nouveaux et généralement aux teneurs plus élevées dans notre portefeuille de production. 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. La production de l'exploitation d'Inkai s'est améliorée progressivement au cours de l'exercice et l'installation fonctionne désormais au niveau de sa capacité de conception. Cependant, 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 d'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 de lixiviation, ainsi que l'achèvement d'une étude de faisabilité

En 2011, nous avons également signé un PA (PA 2011) 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 2011, 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 œuvre cette augmentation, nous attendons toujours l'approbation gouvernementale d'un avenant au contrat d'utilisation des ressources.

En 2012, nous avons signé un protocole d'accord contraignant (PA 2012) avec notre partenaire Kazatomprom établissant un cadre concernant :

  • l'augmentation de la production annuelle des blocs 1 et 2 d'Inkai pour atteindre 10,4 millions de livres (notre part étant de 5,2 millions de livres) et la maintenir à ce niveau
  • la prolongation des termes du contrat d'utilisation des ressources d'Inkai jusqu'2045

Kazatomprom poursuit l'objectif stratégique de développer la capacité de traitement de l'uranium au Kazakhstan pour compléter ses exploitations minières d'uranium de premier plan. Le PA 2012 s'appuie sur le protocole d'accord non contraignant signé en 2007, qui cherchait à aligner l'augmentation de la production annuelle au développement de la capacité de conversion d'uranium. L'objectif primaire de Kazatomprom porte désormais sur le raffinement de l'uranium plutôt que sur la conversion de l'uranium.

Le PA renforce notre partenariat avec Kazatomprom et inclut plusieurs provisions connectées et liées à l'augmentation de la production annuelle d'Inkai et la prolongation des termes du contrat d'utilisation des ressources d'Inkai. Conformément aux termes du PA 2012, nous avons donné notre accord pour :

  • ajuster à 50% nos intérêts de propriété à Inkai sur une base d'ensemble après avoir réalisé la hausse de production
  • effectuer deux paiements d'étape de 34 M$ (US) chacun - le premier après qu'Inkai aura reçu toutes les autorisations gouvernementales pour accroître la production d'uranium jusqu'à 10,4 millions de livres (100%) par an jusqu'à 2045, et le second après que l'objectif de production augmentée aura été atteint
  • payer à Kazatomprom une redevance de 5$ (US) par livre d'uranium concentré sur notre part de la production au-delà de 2,6 millions de livres par an en provenance d'Inkai une fois qu'Inkai aura obtenu les autorisations nécessaires pour l'augmentation de la production jusqu'à 10,4 millions de livres (base de 100%)
  • participer à la reconstruction et à l'exploitation de la raffinerie d'uranium du Kazakhstan capable de produire 6000 tonnes d'uranium (tU) à UO3 par an, dont un tiers sera détenu par nous et les deux tiers restants seront détenus par Kazatomprom, et les travaux de construction commenceront en 2018
  • offrir à Kazatomprom une option de licence de cinq ans pour notre technologie propriétaire de conversion d'uranium dans le but de construire et d'exploiter une installation de conversion UF6 au Kazakhstan
  • négocier avec Kazatomprom en vue d'un contrat de services de conversion pour jusqu'à 4000 tU de services de conversion par an et/ou, pour une période de trois ans, offrir une opportunité à Kazatomprom d'acquérir un intérêt d'un tiers dans notre installation de conversion au Canada

D'après le PA 2012, les premières étapes seront de réaliser une étude de faisabilité pour l'augmentation de la production, et une étude de préfaisabilité pour le raffinage d'uranium. Nous sommes d'accord avec Kazatomprom pour rythmer les investissements afin d'accroître la production d'uranium pour correspondre aux progrès accomplis dans le cadre du transfert de notre technologie de raffinage d'uranium et de la construction de la raffinerie d'uranium au Kazakhstan, sous réserve des conditions du marché.

La mise en œuvre du PA 2012 est sujette :

  • aux autres accords sur plusieurs questions y compris les accords qui réglementent la détention, la construction et l'exploitation de la raffinerie d'uranium du Kazakhstan
  • au reçu de toutes les autorisations nécessaires canadiennes et du gouvernement du Kazakhstan y compris toutes les licences et permis exigés pour autoriser le transfert et l'octroi de licence de notre technologie de raffinage de l'uranium

En avril 2012, Inkai a reçu l'autorisation réglementaire pour les programmes de délimitation détaillée du bloc 3 et les travaux des tests de livixation. Inkai a poursuivi le forage de délimitation, commencé le forage technologique des champs de captage de test, continué le développement des infrastructures et commencé la construction de l'installation des tests de livixation pour le programme d'évaluation du bloc 3.

Sur le bloc 3 en 2013, Inkai prévoit de :

  • terminer le forage de délimitation
  • achever la construction de l'installation des tests de livixation et les champs de captage test
  • prolonger la ligne électrique vers les installations du bloc 3
  • débuter l'exploitation des champs de captage tests

Cigar Lake

Au cours de l'année, nous avons :

  • achevé 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
  • commencé à mettre en service l'installation de décharge du minerai en surface
  • restauré une portion du tunnel de développement de la mine existante et continué d'explorer de nouvelles façons d'optimiser nos méthodes de soutien du sol
  • repris le développement souterrain à l'extrémité nord de la mine
  • terminé le développement de la mine à la profondeur de 500 mètres
  • remplacé les pompes de secours provisoires par une infrastructure permanente
  • terminé le pipeline de Seru Bay
  • terminé toutes les conceptions et dessins d'ingénierie relatifs au projet
  • construit l'infrastructure du clarificateur primaire

Nous avons également assemblé le premier système souterrain de forage par jet sur le site et l'avons déplacé vers un tunnel de production où nous avons :

  • commencé sa mise en service préliminaire et débuté les essais du système
  • mis en place une infrastructure provisoire pour prendre en charge les essais dans la roche stérile

Au 31 décembre 2012, nous avions :

  • investi environ 911 M$ pour notre part des coûts de construction du développement de Cigar Lake
  • engagé environ 86 M$ de dépenses de restauration
  • engagé près de 63 M$ en coûts d'attente

Depuis que nous en avons débuté le développement en 2005, notre part du coût total de ce projet est aux environs d'1,3 milliard $. Afin de pouvoir mettre en production Cigar Lake en 2013, nous estimons que notre part des dépenses d'immobilisation sera d'environ 182 M$, dont 27 M$ seront consacrés aux modifications effectuées dans l'usine de McClean Lake. Notre part des frais en attente jusqu'à ce que la production soit réalisée cette année est estimée à environ 52 M$.

En 2013, nous prévoyons :

  • tester le système souterrain de forage par jet et commencer à le mettre en service
  • terminer l'installation de toutes les infrastructures nécessaires pour débuter la production
  • mettre la mine en production à la mi-2013
  • produire les premières livres conditionnées depuis l'usine de McClean Lake d'AREVA au quatrième trimestre

En 2013, nous prévoyons que notre part de la production de Cigar Lake sera de 0,3 million de livres.

Nous avons déposé une demande de licence d'exploitation auprès de la Commission canadienne de sûreté nucléaire (CCSN). La CCSN tiendra une audience publique au deuxième trimestre de 2013 dans le cadre du processus d'obtention de la licence d'exploitation. Notre permis de construction en cours expirera le 31 décembre 2013. Nous anticipons que Cigar Lake sera en position de commencer l'exploitation du minerai à la suite de la mise en service en toute sécurité des circuits de traitement du minerai à la mi-2013.

Étant donné 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.

Services de combustible

Les services de combustible ont produit 14,2 millions kgU, légèrement au-dessus de nos prévisions du début de l'année et 3% en dessous de 2011.

En février, la CCSN a accordé une licence d'exploitation de cinq ans pour l'installation de conversion de Port Hope et une licence de dix ans pour CFM.

Au regard des conditions du marché actuel pour la conversion en UF6, nous n'anticipons pas de prolongation de notre contrat de transformation avec SFL 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.

Nous avons augmenté notre objectif de production pour 2013 situé désormais entre 15 et 16 millions kgU.

Personnes qualifiées

Les renseignements techniques et scientifiques mentionnés dans le présent document concernant nos propriétés matérielles (McArthur River/Key Lake, Inkai et Cigar Lake) ont été approuvés par les personnes suivantes, qualifiées en vertu de la NI 43-101 :

McArthur River/Key Lake

  • David Bronkhorst, vice-président, exploitation minière du Sud de la Saskatchewan, Cameco
  • Les Yesnik, directeur général, Key Lake, Cameco

Cigar Lake

  • Grant Goddard, vice-président, exploitation minière du Nord de la Saskatchewan, Cameco

Inkai

  • Dave Neuburger, vice-président, exploitation minière internationale, Cameco

Avertissement concernant les renseignements prospectifs

Le présent document comprend des énoncés et des renseignements sur nos attentes pour l'avenir. Lorsque nous mentionnons notre stratégie, nos projets, nos performances opérationnelles et financières futures, ou d'autres évènements n'ayant pas encore eu lieu, nous émettons des énoncés qui sont considérés comme des renseignements ou des énoncés prospectifs au sens des lois canadiennes et américaines sur les valeurs mobilières. Dans le présent document, nous les qualifions de renseignements prospectifs.

Éléments clés à comprendre au sujet des renseignements prospectifs figurant dans le présent document :

  • Ils comprennent généralement des termes et des phrases sur l'avenir, tels que : penser, estimer, anticiper, s'attendre à, planifier, avoir l'intention de, objectifs, cibles, projet, potentiel, stratégie et perspectives (voir les exemples ci-dessous).
  • Ils représentent nos opinions actuelles et peuvent changer de façon significative.
  • Ils sont fondés sur un certain nombre d'hypothèses importantes, y compris celles que nous avons énumérées ci-dessous, mais qui peuvent s'avérer inexactes.
  • Les résultats et évènements réels peuvent différer sensiblement de ceux que nous prévoyons à l'heure actuelle en raison des risques liés à nos activités. Nous décrivons ci-dessous un certain nombre de ces risques importants. Nous vous recommandons également de consulter le formulaire annuel d'information et les analyses et rapports de la direction les plus récents, qui comprennent une discussion sur les risques matériels qui pourraient faire sensiblement différer les résultats réels des attentes actuelles de la Société.
  • Les renseignements prospectifs visent à vous aider à comprendre les opinions actuelles de la direction sur les perspectives à court terme et à long terme, et sont susceptibles de ne pas être appropriés 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

  • nos attentes concernant l'approvisionnement, la consommation, la demande d'uranium, le nombre de réacteurs exploitables et la capacité de production d'énergie nucléaire, au niveau mondial pour 2013 et à l'avenir, y compris la discussion inscrite sous le titre L'industrie de l'énergie nucléaire aujourd'hui
  • les perspectives pour chacun des secteurs opérationnels pour 2013, et nos perspectives consolidées pour l'exercice.
  • nos perspectives pour le premier trimestre de 2013
  • nos prévisions selon lesquelles les soldes de trésorerie existants et les flux de trésorerie d'exploitation répondront aux exigences de capital anticipées de 2013, sans besoin d'aucun financement supplémentaire important
  • 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
  • les règlements et les taux d'imposition futurs
  • notre analyse de la sensibilité du prix de l'uranium
  • nos prévisions de dépenses d'immobilisation pour 2013, 2014 et 2015
  • nos prévisions de production de l'exploitation d'uranium de 2013 à 2017
  • nos attentes concernant la production de l'exploitation de services de combustible pour 2013
  • nos projets futurs pour nos propriétés d'exploitation d'uranium et nos projets de développement, ainsi que pour nos sites d'exploitation des services de combustible
  • nos attentes concernant Cigar Lake
  • nos attentes concernant les flux de trésorerie, les marges bénéficiaires, les livraisons d'uranium, les ventes, les revenus, les coûts, les taux d'imposition et la rentabilité reconnus par NUKEM en 2013 et dans l'avenir

Risques importants

  • les volumes de vente ou les prix du marché réels pour l'un ou l'autre de nos produits ou services sont plus faibles que prévu pour une raison quelconque, y compris les variations des prix du marché ou la perte de parts de marché au profit d'un concurrent
  • nous subissons les effets négatifs des fluctuations des taux de change, des taux d'intérêt ou des taux d'imposition, ou nous échouons dans notre différend avec les autorités fiscales
  • nos coûts de production sont plus élevés que prévu ou les approvisionnements requis ne sont pas disponibles, ou ne le sont pas à des conditions commercialement raisonnables
  • nos estimations relatives à la production, aux achats, aux coûts, aux frais de désaffectation ou de remise en état ou aux charges fiscales s'avèrent inexactes.
  • nous sommes dans l'incapacité de faire respecter nos droits dans le cadre de nos accords, licences ou permis existants, ou faisons l'objet de litiges ou d'arbitrage dont l'issue est défavorable
  • il existe des vices ou des problèmes relatifs aux titres de propriétés
  • nos estimations des réserves et ressources minérales sont inexactes ou nous devons faire face à des défis ou des conditions géologiques, hydrologiques ou relatifs à l'exploitation minière imprévus ou difficiles
  • nous sommes affectés par des risques d'ordre environnemental, sécuritaire et réglementaire, notamment des fardeaux ou retards réglementaires accrus.
  • nous ne pouvons pas obtenir ou maintenir les autorisations ou permis requis par les autorités gouvernementales.
  • nous sommes confrontés à des risques politiques dans un pays en développement où nous exerçons nos activités.
  • nous sommes affectés par le terrorisme, le sabotage, les blocus, l'agitation civile, l'activisme social ou politique, un accident ou la détérioration de l'appui politique, ou de la demande, à l'égard de l'énergie nucléaire
  • nous sommes confrontés à des changements dans la réglementation ou dans la perception du public à l'égard de la sécurité des centrales nucléaires, ce qui complique considérablement la construction de nouvelles centrales, le renouvellement de permis relatifs aux centrales existantes, et altère la demande en uranium.
  • des changements dans la réglementation ou les politiques gouvernementales nous portent atteinte, notamment les lois et politiques touchant le commerce et les impôts
  • nos fournisseurs d'uranium et de conversion ne parviennent pas à respecter les engagements de livraison
  • nos projets de développement, d'exploitation minière et de production 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
  • les phénomènes naturels, y compris les intempéries, les incendies, les inondations et les tremblements de terre, nous portent atteinte
  • nos activités d'exploitation sont perturbées à cause de problèmes liés à nos installations ou à celles de nos clients, de l'indisponibilité de réactifs, d'équipement, de pièces et d'approvisionnement essentiels à la production, d'une défaillance des équipements, du manque de capacité de résidus, de pénurie de main- d'œuvre, de questions liées aux relations du travail (y compris l'incapacité de renouveler nos accords avec les employés syndiqués sur les sites de McArthur River, Key Lake ou l'installation de conversion de Port Hope), de grèves ou de lock-out, d'inondations souterraines, d'affaissements de terrain, de mouvements du sol, de défaillances des bassins de retenue des résidus, de perturbations ou d'accidents de transport ou d'autres risques liés au développement et à l'exploitation.
  • le volume des ventes d'uranium, les flux de trésorerie, et les bénéfices réels de NUKEM en 2013 et dans le futur sont moins élevés que prévus en raison de pertes associées à nos achats sur le marché au comptant, une défaillance d'une contrepartie sur un paiement ou concernant d'autres obligations, l'insolvabilité d'une contrepartie ou d'autres risques
  • le départ de membres du personnel clés à NUKEM pourrait avoir un effet négatif sur les activités poursuivies

Hypothèses importantes

  • nos prévisions relatives aux volumes de vente et d'achat et aux prix de l'uranium, des services de combustible et de l'électricité
  • nos attentes concernant la demande en uranium, la construction de nouvelles centrales nucléaires et le renouvellement de permis relatifs aux centrales existantes ne sont 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 et de coûts de production
  • les hypothèses concernant les conditions du marché sur lesquelles nous avons fondé nos prévisions de dépenses d'immobilisation
  • nos prévisions concernant 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 et aux paiements fiscaux, l'issue du différend avec les autorités fiscales, les taux de change des devises étrangères et les taux d'intérêt.
  • nos frais de désaffectation et de remise en état.
  • nos estimations en matière de réserves et de ressources minérales ainsi que les hypothèses sur lesquelles elles reposent, sont fiables.
  • les conditions géologiques, hydrologiques et autres de 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
  • notre capacité à continuer de fournir nos produits et nos services dans les quantités et délais convenus
  • notre capacité à respecter les exigences réglementaires actuelles et futures concernant l'environnement, la sécurité et autres, et aussi obtenir et maintenir les approbations règlementaires requises.
  • nos activités ne sont pas perturbées de manière notable par l'instabilité politique, les nationalisations, le terrorisme, le sabotage, les blocus, l'agitation civile, l'activisme social ou politique, les pannes d'équipement, 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'œuvre, les problèmes de relations de travail (y compris l'incapacité de renouveler nos accords avec les employés syndiqués sur les sites de McArthur River, Key Lake ou l'installation de conversion de Port Hope), 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
  • le volume des ventes d'uranium, les flux de trésorerie, et les bénéfices réels de NUKEM en 2013 et dans le futur seront en phase avec nos prévisions
  • les membres clés du personnel resteront chez NUKEM

Avis relatif au dividende trimestriel

Nous avons annoncé aujourd'hui que notre conseil d'administration avait approuvé un dividende trimestriel de 0,10$ par action pour les actions ordinaires de la société en circulation payable le 15 avril 2013, aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 28 mars 2013.

Téléconférence

Nous vous invitons à participer à la téléconférence pour notre quatrième trimestre qui se tiendra le lundi 11 février 2013, à 11h00, heure de l'Est.

Tous les investisseurs et les représentants des médias sont invités à y participer. Pour participer à la téléconférence, veuillez composer le (877) 240-9772 (Canada et États-Unis) ou le (416) 340-8530. Un préposé acheminera votre appel. Une transmission audio 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 de la conférence sera disponible :

  • sur notre site Web, cameco.com, peu après la conférence,
  • sur post view, jusqu'à minuit, heure de l'Est, le 11 mars 2013, en composant le (800)
    408-3053 (Canada et États-Unis) ou le (905) 694-9451 (code d'accès 7039949#)

Informations supplémentaires

Nos discussions et analyses de la gestion annuelle de 2012, et nos résultats financiers vérifiés seront bientôt disponibles chez SEDAR sur sedar.com, chez EDGAR sur sec.gov/edgar.shtml et sur notre site Internet cameco.com. Notre formulaire 2012 d'information annuelle devrait être disponible plus tard en février.

Profil

Nous sommes l'un des plus importants producteurs d'uranium au monde, un important fournisseur de services de conversion et un des deux fabricants de combustible Candu au Canada. Notre position concurrentielle repose sur notre participation majoritaire dans les plus grandes réserves à teneur élevée au monde et sur nos faibles coûts d'exploitation. Nos produits d'uranium servent à produire de l'électricité propre dans des centrales nucléaires du monde entier, notamment en Ontario, où nous sommes un associé commanditaire dans la plus importante centrale d'électricité nucléaire de l'Amérique du Nord. Nous poursuivons également des travaux de prospection d'uranium dans les Amériques, en Australie et en Asie. Nos actions se négocient aux bourses de Toronto et de New York. Notre siège social se situe à Saskatoon, en Saskatchewan.

Tel qu'utilisés dans le présent communiqué de presse, les termes « nous », « notre », « nos » et « Cameco » désignent Cameco Corporation et ses filiales et sociétés affiliées ; cependant cela n'inclut pas NUKEM Gmbh, sauf avis contraire.

Renseignements

  • Cameco
    Relations avec les investisseurs :
    Rachelle Girard
    (306) 956-6403

    Cameco
    Relations avec les médias :
    Gord Struthers
    (306) 956-6593