Cameco
TSX : CCO
NYSE : CCJ

Cameco

30 juil. 2012 19h20 HE

Cameco présente ses résultats financiers du deuxième trimestre

SASKATOON, SASKATCHEWAN--(Marketwire - 30 juillet 2012) -

  • Livraisons du deuxième trimestre conformes aux prévisions
  • Prévision des ventes, du revenu et de la production reconfirmée pour l'exercice
  • Améliorations de la productivité à McArthur River comparativement à notre plan de production pour 2013
  • Préparation du test du système souterrain de forage à érosion à Cigar Lake
  • Signature d'un accord visant à accroître la participation dans le projet Millennium

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

Cameco (TSX:CCO) (NYSE:CCJ) a présenté aujourd'hui ses résultats consolidés d'exploitation et financiers pour le deuxième trimestre clos le 30 juin 2012 conformément aux Normes internationales d'information financière (IFRS).

Nous avons observé certains déclins dans nos résultats ce trimestre, mais nous sommes sur la bonne voie pour respecter notre prévision des ventes, du revenu et de la production pour l'exercice », a déclaré Tim Gitzel, président et chef de la direction de Cameco.

Nous avons enregistré de bonnes performances d'exploitation et sommes ravis du progrès continu que nous constatons, en particulier des améliorations que nous avons réalisées en matière de productivité dans notre plan de production pour 2013 à McArthur River, et de nos progrès supplémentaires en vue de passer à la première phase de production dans le cadre de notre projet de Cigar Lake.

Ce trimestre a également été synonyme d'autres développements positifs : notre participation accrue dans le projet Millennium, notre acquisition de NUKEM et plusieurs remises en service de réacteurs au Japon, qui devraient ouvrir la voie à davantage de remises en service.

Nous allons donc continuer à poursuivre notre stratégie de croissance en nous focalisant sur la croissance de la demande que nous voyons venir à l'horizon. »

Faits saillants (en million$ sauf avis contraire) Trimestre clos
le 30 juin
Semestre clos
le 30 juin
2012 2011 Variation 2012 2011 Variation
Revenu 391 426 (8 )% 955 887 8 %
Marge brute 103 108 (5 )% 281 244 15 %
Bénéfice net 8 55 (85 )% 140 146 (4 )%
$ par action ordinaire (résultat dilué) 0.02 0.14 (86 )% 0,35 0.37 (5 )%
Résultats ajustés (non-IFRS, voir résultats ajustés) 34 71 (52 )% 158 155 2 %
$ par action ordinaire (ajusté et dilué) 0.09 0.18 (50 )% 0.40 0.39 3 %
Trésorerie provenant des activités d'exploitation (après variation du fonds de roulement)

(94
)

23


(509
)%

318


294

8
%

Deuxième trimestre

Comme nous l'avions annoncé dans notre rapport du premier trimestre, nos livraisons au deuxième trimestre ont été faibles et nous avons enregistré des dépenses totalisant 30 millions de US$ liées à une résiliation de contrat, qui a affecté nos résultats. Au quatrième trimestre, nous prévoyons que les livraisons représenteront environ un tiers de nos volumes annuels de ventes pour 2012 et nous nous attendons à une amélioration de notre prix de réalisation moyen de l'uranium en raison d'une tarification inférieure au portefeuille de contrats. Nos prévisions en matière de ventes et de revenu demeurent identiques pour l'exercice.

Ce trimestre, le bénéfice net attribuable à nos actionnaires (bénéfice net) a atteint 8 M$ (0,02 $ par action après dilution), comparativement à 55 M$ (0,14 $ par action après dilution) au deuxième trimestre de 2011. Sur une base ajustée, le bénéfice que nous avons réalisé ce trimestre s'est élevé à 34 M$ (0,09 $ par action après dilution), comparativement à 71 M$ (0,18 $ par action après dilution) (mesure non-IFRS, voir le bénéfice net ajusté) au deuxième trimestre de 2011, principalement pour les raisons suivantes :

  • Une diminution du bénéfice provenant de notre activité d'uranium reposant sur un volume de vente inférieur, des prix réalisés plus faibles et des coûts plus élevés
  • Une charge de résiliation de contrat de 30 millions de $US
  • Une hausse des frais d'exploration et administratifs
  • Partiellement compensée par une hausse du bénéfice provenant de notre activité d'électricité

Pour une analyse plus approfondie, se référer aux résultats financiers par secteur.

Premier semestre

Au premier semestre, le bénéfice net a atteint 140 M$ (0,35 $ par action après dilution), comparativement à 146 M$ (0,37 $ par action après dilution) au premier semestre de 2011. Cette diminution par rapport à 2011 est attribuable à des gains à la valeur de marché plus faibles sur les produits dérivés de change et les éléments mentionnés ci-dessous.

Sur une base ajustée, notre bénéfice au premier semestre s'est élevé à 158 M$ (0,40 $ par action après dilution), comparativement à 155 M$ (0,39 $ par action après dilution) (mesure non-IFRS, voir le bénéfice net ajusté). Cette variation est attribuable à :

  • Une hausse du bénéfice provenant de notre activité d'électricité en raison d'une augmentation des ventes, de prix réalisés plus élevés et de coûts plus faibles
  • Partiellement compensée par une charge de résiliation de contrat de 30 millions de $US, ainsi que des frais administratifs et d'exploration plus élevés

Pour une analyse plus approfondie, se référer aux résultats financiers par secteur.

À noter pour ce trimestre :

Comme nous l'avions annoncé dans notre rapport de gestion du premier trimestre, nous avons résilié un contrat de vente avec l'un de nos clients pendant le deuxième trimestre, une résiliation correspondant à un coût de 30 millions de $US, qui a été comptabilisé dans nos états financiers pour la période close le 30 juin 2012. Ce contrat comprenait des conditions tarifaires indexées à des taux bien inférieurs aux prix actuels du marché et prévoit des livraisons de 3,4 millions de livres étalées de 2012 à 2016, dont 0,8 million de livres prévues pour 2012. Nous n'anticipons pas un impact significatif sur nos résultats financiers pour 2012. Une partie du matériel a déjà été placée dans des contrats à des prix supérieurs et nous prévoyons aussi de placer les volumes restants. Nous ne prévoyons pas de résilier d'autres contrats de vente, à moins que cela nous soit financièrement avantageux.

Le 14 mai, nous avons annoncé la signature d'un contrat avec Advent International pour l'achat de NUKEM Energy GmbH (NUKEM) au prix de 136 millions de $US à la conclusion de la transaction, sous réserve de certains ajustements. Nous bénéficierons des avantages de la possession de NUKEM et de la dette nette de la société, s'élevant à 164 millions de $US au 1er janvier 2012. Au 30 juin 2012, la dette nette de NUKEM s'élevait à 114 millions de $US. Nous ne prévoyons pas que NUKEM réalise d'autres paiements sur le solde de sa dette préalablement à la conclusion de la transaction, qui est prévue pour le troisième trimestre. NUKEM est l'une des plus grandes sociétés de négociation et de courtage en produits et services de combustible nucléaire au monde.

Mise à jour sur le marché de l'uranium

Depuis le trimestre précédent, l'industrie nucléaire continue à faire l'objet d'une incertitude à court et moyen terme. Cependant, des développements positifs ont également émergé.

En juin, la remise en service de deux réacteurs a été autorisée dans la centrale d'Ohi, dans la préfecture japonaise de Fukui. Cette autorisation était le résultat du soutien des autorités locales, et la sécurité des unités a été confirmée par la Commission japonaise de sûreté nucléaire et l'Agence japonaise de sûreté nucléaire et industrielle. L'unité 3 a été remise en service le 2 juillet et l'unité 4 le 18 juillet.

Ces remises en service sont considérées comme essentielles pour l'approvisionnement en électricité du pays au cours des mois estivaux chauds et tandis que le Japon œuvre à la reconstruction de son économie et des zones affectées par les catastrophes naturelles. Nous pensons également que ces premières remises en service aideront à ouvrir la voie pour des remises en service additionnelles dans un avenir proche. D'une perspective à long terme, le gouvernement est encore en train de déterminer à quoi ressemblera le futur bouquet énergétique du Japon.

En juin, le Japon a également voté une loi visant à établir un nouvel organisme de réglementation nucléaire national et indépendant - l'Autorité de régulation nucléaire (ARN). Ce nouvel organisme est important pour l'avenir du programme nucléaire du pays dans le cadre d'un effort visant à améliorer la sécurité, à regagner la confiance du public et à apporter davantage de certitude au processus d'autorisation des remises en service de réacteurs. La mise en place de l'ARN est prévue pour septembre.

Dans l'ensemble, le marché de l'uranium reste en mode d'attente puisque les services publics sont généralement bien couverts pour les quelques prochaines années, et les fournisseurs sont également considérablement engagés. Cependant, nous avons constaté l'émergence de plusieurs contrats à long terme au cours des quelques derniers mois.

Une certaine clarté a été donnée concernant des plans de disposition d'uranium de la part du ministère de l'Énergie des États-Unis (DOE), qui a fait une annonce en mai. Ces modifications sont synonymes d'une hausse potentielle de la disposition des stocks excédentaires du ministère de l'Énergie des États-Unis à court terme. Les précédentes décisions ministérielles du ministère de l'Énergie des États-Unis ont eu pour résultat la disposition de près de 5 à 6 millions de livres par an, soit environ 10 % de la consommation annuelle des réacteurs américains. La décision ministérielle la plus récente décrivait des programmes susceptibles d'augmenter les dispositions de stocks excédentaires à environ 15 % de la consommation annuelle des réacteurs américains. Tandis que cette annonce fait en réalité état d'un approvisionnement supplémentaire à court terme, nous voyons un certain avantage dans la certitude accrue entourant ces stocks. Afin de mettre en perspective cette hausse potentielle, il doit également être noté qu'elle ne suffira pas à équilibrer le marché lorsque le contrat commercial d'uranium hautement enrichi (UHE) provenant de la Fédération de Russie aura expiré, et que les programmes et initiatives du ministère de l'Énergie des États-Unis n'ont généralement pas entraîné de dispositions égales aux volumes prévus en vertu des décisions ministérielles.

À long terme, l'industrie conserve un profil de croissance robuste et prometteur. En effet, 95 nouveaux réacteurs nets devraient être construits au cours de la prochaine décennie dont plus de 60 sont actuellement en construction, encourageant une hausse imminente de la demande. Selon les prévisions, cela se traduit par un taux de croissance annuel moyen d'environ 3 % pour la consommation mondiale d'uranium.

Cette croissance est attendue à un moment où l'approvisionnement est confronté à d'importants défis : plusieurs nouveaux projets d'approvisionnement primaire ont été suspendus et une source majeure d'approvisionnement secondaire - le contrat commercial d'UHE provenant de la Fédération de Russie - va bientôt expirer, après 2013. À eux seuls, ces défis correspondent au retrait du marché d'une mine produisant 24 millions de livres d'uranium par an.

Chez Cameco, nous sommes en bonne position pour répondre à cette demande croissante et aider à combler le fossé de l'approvisionnement en augmentant notre production annuelle à 40 millions de livres d'ici à 2018. Nous possédons une vaste base de réserves et de ressources minérales situées à proximité d'infrastructures existantes, de sources diversifiées d'approvisionnement, de programmes d'exploration mondiaux et de contrats de vente à long terme. Nous préparons actuellement nos actifs et cherchons sans cesse des opportunités de garantir que nous figurons parmi les premiers à réagir aux conditions changeantes du marché, sans jamais perdre de vue la rentabilité.

Perspectives pour 2012

Au cours des prochaines années, nous comptons investir considérablement pour accroître la production des mines existantes et faire avancer les projets tout en menant à bien notre stratégie de croissance. Les projets en sont à des stades de développement différents, allant de la prospection et de l'évaluation à la construction.

Nous prévoyons que nos soldes de trésorerie existants et nos flux de trésorerie d'exploitation répondront aux exigences de capital anticipées sans besoin d'un financement supplémentaire important. Les flux de trésorerie diminueront dans la mesure où nous utiliserons les fonds pour nos activités et poursuivrons nos projets de croissance.

Nos perspectives pour 2012 tiennent compte des dépenses de croissance nécessaires pour nous aider à mener à bien notre stratégie. Notre perspective pour le taux d'imposition consolidé, les dépenses en immobilisations consolidées, le facteur de capacité de l'électricité et le coût de vente unitaire moyen de l'électricité (dépréciation et amortissement compris) a changé. Nous expliquons ce changement ci-dessous. Tous les autres éléments du tableau demeurent identiques. 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 2012

Consolidé Uranium combustible Services de Électricité
Production - 21,7 millions lb De 13 à 14 millions kgU -
Volume des ventes - De 31 à 33 millions lb Baisse de 10 à 15% -
Facteur de capacité - - - 93 %
Revenu comparé à 2011 Baisse
de 0 à 5%
Baisse
de 0 à 5% (1)
Baisse
de 10 à 15%
Hausse
de 5 à 10%
Coût de vente unitaire moyen (amortissement et dépréciation compris) et - Hausse
de 0 à 5% (2)
Hausse
de 10 à 15%
Hausse
de 15 à 20%
Frais administratifs directs comparés à 2011(3) Hausse
de 10 à 15%
-

-

-

Frais d'exploration comparés à 2011 -
Hausse
de 15 à 20% to
-
-
Taux d'imposition Recouvrement de 5 à 10% - - -
Dépenses en immobilisations 680 M$ (4) -
-
70 M$

(1) Selon un prix au comptant de l'uranium de 50,00 $ US par livre (prix Ux au comptant au 23 juillet 2012), un indicateur de prix à long terme de 61,50 $ US par livre (indicateur Ux à long terme au 30 juin 2012) et un taux de change de 1,00 $ US pour 1,02 $ 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 2012, le coût de vente unitaire moyen devrait augmenter.

(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.

Nos clients choisissent à quel moment de l'année ils souhaitent recevoir leurs livraisons d'uranium et de services de combustible, nos rythmes trimestriels de livraison, et par conséquent notre volume de ventes et notre revenu, peuvent varier considérablement. Au quatrième trimestre, nous prévoyons que les livraisons représenteront environ un tiers de nos volumes annuels de ventes pour 2012 et nous nous attendons à une amélioration de notre prix de réalisation moyen de l'uranium en raison d'une tarification inférieure au portefeuille de contrats. Cependant, nous n'avons pas encore reçu à ce jour l'ensemble des avis de livraison, ce qui pourrait modifier les rythmes de livraison.

Nous prévoyons désormais un recouvrement de 5 à 10 % pour notre taux d'imposition consolidé (précédemment un recouvrement de 0 à 5 %). Nous avons reçu une certitude additionnelle sur des provisions fiscales particulières qui nous ont permis de comptabiliser un recouvrement de 9 M$ dans notre charge fiscale.

Nos dépenses en immobilisations devraient totaliser environ 680 M$ comparativement à notre précédente prévision de 620 M$ en raison de modifications de l'ampleur et de la planification de certains de nos projets dans le Nord de la Saskatchewan.

Nous prévoyons désormais un facteur de capacité de BPLP à hauteur de 93 % pour 2012, comparativement à 95 % comme précédemment annoncé. Cette variation est principalement attribuable à l'augmentation du nombre de jours d'arrêt au premier semestre.

BPLP anticipe désormais une baisse de 15 à 20 % de son coût de vente unitaire moyen (dépréciation et amortissement compris) pour le secteur de l'électricité en 2011 (précédemment une baisse de 5 à 10 %). Compte tenu du prix moyen de l'électricité en Ontario pour le premier semestre, BPLP prévoit une baisse du montant du loyer supplémentaire que la société devra payer en 2012. Outre le loyer de base, BPLP paie un loyer annuel supplémentaire (32 M$ pour 2012) pour chaque réacteur en service de Bruce B, qui augmente avec l'inflation. Si le prix annuel moyen de l'électricité s'élève à moins de 30 $ par mégawattheure, le loyer supplémentaire diminue à 12 M$ par réacteur en service.

Analyse de sensibilité

Pour le reste de l'exercice 2012 :

  • Une variation de 5 $ US par livre pour le prix Ux au comptant (50,00 $ US par livre au 23 juillet 2012) et l'indicateur de prix Ux à long terme (61,50 $ US par livre au 30 juin 2012) modifierait le revenu de 31 M$ et le bénéfice net de 16 M$.
  • Une variation de 5 $/MWh du prix au comptant de l'électricité modifierait notre bénéfice net pour 2012 de 2 M$ en se fondant sur l'hypothèse que le prix au comptant demeurera inférieur au prix plancher de 51,62 $/MWh prévu par le contrat de BPLP avec l'Office de l'électricité de l'Ontario (OEO).
  • Une variation d'un cent de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain modifierait notre revenu de 4 M$ et notre bénéfice net ajusté de 1 M$. Cette sensibilité repose sur un taux de change de 1,00 $ US pour 1,02 $ CA.

Bénéfice net ajusté (mesure 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 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 traduit la correspondance entre le bénéfice net de notre programme de couverture et les entrées de devises étrangères au cours de la période en question.

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 pouvant 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.

Le tableau ci-dessous rapproche le bénéfice net ajusté et notre bénéfice net.

(Millions $) Trimestre clos
le 30 juin
Semestre clos
le 30 juin
2012 2011 2012 2011
Bénéfice net 8 55 140 146
Ajustements
Ajustements sur produits dérivés (1) (avant impôts) 35 22 25 12
Impôt sur le revenu sur ajustements des produits dérivés (9 ) (6 ) (7 ) (3 )
Bénéfice net ajusté 34 71 158 155

(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 produits dérivés en vue de refléter ce qu'aurait été notre bénéfice si la comptabilité de couverture avait été appliquée.

Résultats financiers par secteur

Uranium


Faits saillants
Trimestre clos
le 30 juin
Semestre clos
le 30 juin
2012 2011 Variation 2012 2011 Variation
Volume de production 5.3 5.7 (7 )% 10.2 10,5 (3 )%
(million lb)
Volume des ventes (million lb) 4.9 5.8 (16 )% 13.0 11.9 9 %
Prix au comptant moyen 51.33 55.04 (7 )% 51.53 61.31 (16 )%
($US/lb)
Prix moyen à long terme ($US/lb) 61.00 68.33 (11 )% 60.67 69.67 (13 )%
Prix réalisé moyen
($US/lb) 42.08 45.65 (8 )% 46.26 46.89 (1 )%
($CA/lb) 42.21 44.48 (5 )% 46.70 46.60 -
Coût des ventes unitaire moyen 33.49 29.61 13 % 32.54 30.95 5 %
($CA/lb U3O8)
(dépréciation et amortissement compris)
Revenu (M$) 206 256 (20 )% 607 554 10 %
Profit brut (M$) 42 86 (51 )% 184 186 (1 )%
Profit brut (%) 20 34 (41 )% 30 34 (12 )%

Deuxième trimestre

Par rapport au deuxième trimestre de 2011, les volumes de production ont diminué de 7 % essentiellement en raison d'une baisse de la production à McArthur River/Key Lake. Pour plus de renseignements, se référer à la Mise à jour sur les activités d'exploitation et les projets de développement.

Comparativement à 2011, les revenus du secteur de l'uranium ont diminué de 20 % ce trimestre, en raison d'une baisse de 16 % des volumes de vente et d'une baisse de 5 % du prix de vente réalisé en $CA.

Les prix de réalisations ce trimestre ont été inférieurs à ceux du deuxième trimestre de 2011, principalement en raison de prix en $US plus faibles en vertu de contrats à prix fixe. Au deuxième trimestre de 2012, notre taux de change réalisé s'est élevé à 1,00 $, comparativement à 0,97 $ pour l'exercice précédent.

Le coût total des ventes (dépréciation et amortissement compris) a diminué de 5 % (163 M$ par rapport à 171 M$ en 2011). Cette diminution est principalement due à :

- Une baisse de 16 % du volume des ventes.

Partiellement compensée par :

- Des charges de redevance plus élevées (24 M$ en 2012; 13 M$ en 2011) en raison de la hausse des livraisons de matériaux produits en Saskatchewan.

- Une hausse de 13 % des coûts unitaires moyens pour l'uranium produit en raison de la hausse des coûts de production non décaissés à nos sites d'ISR et d'une production totale plus faible.

L'effet net est une diminution de 44 M$ du profit brut pour le trimestre.

Premier semestre

Par rapport au premier semestre de l'exercice précédent, les volumes de production ont diminué de 3 % pendant ce semestre, en raison d'une production inférieure à Smith Ranch- Highland et Inkai. Pour plus de renseignements, se référer à la Mise à jour sur les activités d'exploitation et les projets de développement.

Pour le premier semestre de 2012, les revenus du secteur de l'uranium ont augmenté de 10 % par rapport à 2011, en raison d'une hausse de 9 % des volumes de vente. Conformément à nos prévisions, les livraisons ont été faibles au deuxième trimestre.

Les prix réalisés en $US étaient inférieurs à ceux du premier semestre de 2011 essentiellement en raison de prix inférieurs en vertu de contrats liés au marché, compensés par un taux de change favorable. Au premier semestre de 2012, notre taux de change réalisé a atteint 1,01 $, comparativement à 0,99 pour l'exercice précédent.

Le coût total des ventes (dépréciation et amortissement compris) a augmenté de 15 % (423 M$ par rapport à 368 M$ en 2011). Cette augmentation provient essentiellement des éléments suivants :

  • La hausse de 9 % des volumes de vente.
  • L'augmentation de 5 % des coûts unitaires moyens pour l'uranium produit en raison de la hausse des coûts de production unitaires principalement attribuable à une production inférieure pendant le semestre. Nous continuons à prévoir une hausse de 0 à 5 % des coûts unitaires pour l'exercice comparativement à 2011.
  • Une augmentation de 22 M$ des charges de redevance en 2012 en raison des livraisons accrues de matériel produit en Saskatchewan.
  • Partiellement compensée par une baisse de 22 % des coûts unitaires moyens pour l'uranium acheté en raison d'une diminution des achats à prix comptant.

L'effet net est une baisse de 2 M$ du profit brut pour le premier semestre.

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.


($CA/lb)
Trimestre clos
le 30 juin
Semestre clos
le 30 juin
2012 2011 Variation 2012 2011 Variation
Produit
Coût décaissé 20.13 16.95 19 % 21.21 19.38 9 %
Coût non décaissé 7.87 5.89 34 % 7.70 6.46 19 %
Coût de production total 28.00 22.84 23 % 28.91 25.84 12 %
Quantité produite(million lb) 5.3 5.7 (7 )% 10.2 10.5 (3 )%
Acheté
Coût décaissé 24.38 26.93 (9 )% 28.18 35.90 (22 )%
Quantité achetée (million lb) 2.4 2.8 (14 )% 3.8 4.2 (10 )%
Totaux
Coûts (produit et acheté) 26.87 24.19 11 % 28.71 28.71 -
Quantités produites et achetées (million lb) 7.7 8.5 (9 )% 14.0 14.7 (5 )%

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 une meilleure compréhension de ces mesures, le tableau ci-dessous présente un rapprochement entre ces mesures et notre coût des ventes unitaire pour les deuxièmes trimestres et les premiers semestres de 2012 et 2011.

Rapprochement du coût décaissé et du coût total par livre

Trimestre clos Semestre clos
(Millions $) le 30 juin le 30 juin
2012 2011 Variation 2012 2011 Variation
Coût de produit vendu 130.7 148.1 (12 )% 358.8 322.8 11 %
Plus / (moins)
Redevances (24.2 ) (13.5 ) 79 % (57.6 ) (36.0 ) 60 %
Droits d'usage (5.8 ) (5.5 ) 5 % (12.9 ) (10.8 ) 19 %
Autres frais de vente (0.4 ) (1.6 ) (75 )% (2.4 ) (6.1 ) (61 )%
Variation des stocks 64.9 44.5 46 % 37.5 84.3 (56 )%
Coûts opérationnels décaissés (a) 165.2 172.0 (4 )% 323.4 354.2 (9 )%
Plus / (moins)
Dépréciation et amortissement 32.4 22.4 45 % 63.8 44.8 42 %
Variation des stocks 9.3 11.2 (17 )% 14.7 23.0 (36 )%
Total des coûts opérationnels (b) 206.9 205.6 1 % 401.9 422.0 (5 )%
Uranium produit et acheté (million lb) (c) 7.7 8.5 (9 )% 14.0 14.7 (5 )%
Coûts décaissés par livre (a / c) 21.45 20.24 6 % 23.10 24.10 (4 )%
Total des coûts par livre (b / c) 26.87 24.19 11 % 28.71 28.71 -

Pour des mises à jour sur l'analyse de sensibilité du prix de l'uranium, se référer à notre rapport de gestion du deuxième trimestre.

Services de combustible

(comprend les résultats pour l'UF6, l'UO2 et la fabrication de combustibles)

Trimestre clos Semestre clos
Faits saillants le 30 juin le 30 juin
2012 2011 Variation 2012 2011 Variation
Volume de production (million kgU) 4.3 4.5 (4 )% 8.8 8.8 -
Volume des ventes (million kgU) 4.1 4.0 3 % 6.9 6.4 8 %
Prix réalisé ($CA/kgU) 16.33 17.24 (5 )% 17.82 18.49 (4 )%
Coût de vente unitaire moyen($CA/kgU) (dépréciation et amortissement compris) 14.07 14.13 - 14.90 15.48 (4 )%
Revenu (M$) 66 70 (6 )% 122 119 3 %
Profit brut (M$) 9 13 (31 )% 20 19 5 %
Profit brut (%) 14 19 (26 )% 16 16 -

Deuxième trimestre

Les volumes de production ont enregistré une baisse de 4 % par rapport à 2011. La production est néanmoins conforme à nos prévisions pour l'exercice.

Le revenu total a diminué de 4 M$ par rapport à 2011 en raison d'une baisse de 5 % du prix de réalisation moyen pour nos services de combustible.

Le prix de réalisation en $CA a été affecté par le portefeuille de produits livrés pendant le trimestre. En 2012, une proportion supérieure de vente de services de combustible a été attribuée à l'UF6, qui aboutit généralement à un prix inférieur aux autres services de combustible.

Le coût des ventes total (dépréciation et amortissement compris) a atteint 57 M$, un montant identique à celui du deuxième trimestre de 2011.

L'effet net est une baisse de 4 M$ du profit brut pour le trimestre.

Premier semestre

Au cours du premier semestre, le revenu total a augmenté de 3 % en raison d'une hausse de 8 % des volumes de vente, partiellement compensée par un déclin de 4 % du prix de vente réalisé.

Le coût total des produits et services vendus (dépréciation et amortissement compris) a augmenté de 2 % (102 M$ par rapport à 100 M$ en 2011) en raison de la baisse du coût unitaire des produits vendus. Le coût de vente unitaire moyen a enregistré une baisse de 4 % en raison du portefeuille de produits livrés au premier semestre.

L'effet net est une augmentation de 1 M$ du profit brut.

Résultats du secteur de l'électricité

Deuxième trimestre

Le revenu total du secteur de l'électricité a augmenté de 20 % ce trimestre comparativement au deuxième trimestre de 2011 en raison d'une production supérieure. Les prix de réalisations reflètent les ventes au comptant, les revenus comptabilisés dans le cadre de l'accord de BPLP avec l'OEO et les produits du contrat financier. Ce trimestre, BPLP a comptabilisé des revenus de 225 M$ en vertu de son accord avec l'OEO, comparativement à 123 M$ au deuxième trimestre de 2011. Ce trimestre, environ 66 % de la production de BPLP a été vendue en vertu de contrats financiers, comparativement à 60 % au deuxième trimestre de 2011. Périodiquement, BPLP entre sur le marché pour immobiliser les gains de ces contrats. Les gains issus des activités contractuelles de BPLP étaient légèrement plus élevés qu'en 2011.

Le facteur de capacité s'est élevé à 91 % au cours de ce trimestre, en hausse par rapport aux 78 % du deuxième trimestre de 2011 en raison de l'absence de jours d'arrêt planifiés. Cela a été légèrement compensé par une augmentation du nombre de jours d'arrêt non planifiés comparativement au deuxième trimestre de 2011. Les coûts d'exploitation ont diminué, atteignant 204 M$ comparativement à 270 M$ en 2011, principalement en raison d'une baisse des paiements de location supplémentaires et des frais d'entretien.

Le résultat a été une augmentation de 41 M$ de notre part de bénéfices avant impôts.

Au deuxième trimestre, BPLP a distribué 160 M$ aux partenaires, notre part s'élevant à 51 M$. Pour ce qui est du capital appelé par BPLP aux partenaires, il s'est élevé à 17 M$ au deuxième trimestre, notre part s'élevant à 5 M$. Les partenaires ont convenu que BPLP distribuerait l'excédent de trésorerie mensuellement et ferait des appels de liquidité distincts pour les grands projets d'immobilisations.

Premier semestre

Au premier semestre, le revenu total du secteur de l'électricité a augmenté de 9 % par rapport à 2011 en raison d'une production légèrement supérieure et d'une hausse des prix de réalisations. Les prix de réalisations reflètent les ventes au comptant, les revenus comptabilisés dans le cadre de l'accord de BPLP avec l'OEO et les produits du contrat financier. Ce semestre, BPLP a comptabilisé des revenus de 409 M$ en vertu de son accord avec l'OEO, comparativement à 232 M$ au premier semestre de 2011. Ce semestre, environ 64 % de la production de BPLP a été vendue en vertu de contrats financiers, comparativement à 48 % en 2011. Périodiquement, BPLP entre sur le marché pour immobiliser les gains de ces contrats. Les gains issus des activités contractuelles de BPLP étaient légèrement plus élevés qu'en 2011.

Le facteur de capacité s'est élevé à 88 % au premier semestre, en hausse par rapport aux 85 % du premier semestre de 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 coûts d'exploitation ont diminué, atteignant 445 M$ comparativement à 503 M$ en 2011, principalement en raison d'une baisse des paiements de location supplémentaires et des frais d'entretien. Ces baisses ont été partiellement compensées par la hausse des coûts des combustibles au premier semestre de 2012.

Le résultat a été une augmentation de 38 M$ de notre part de bénéfices avant impôts.

BPLP a distribué 190 M$ aux partenaires au cours du premier semestre de 2012, notre part s'élevant à 60 M$. Pour ce qui est du capital appelé par BPLP aux partenaires, il s'est élevé à 33 M$ au premier semestre, notre part s'élevant à 10 M$.

Mise à jour sur les activités d'exploitation et les projets de développement

Uranium - Aperçu de la production

Part de Cameco Trimestre clos Semestre clos
(million lb U3O8) le 30 juin le 30 juin
2012 2011 Variation 2012 2011 Variation
McArthur River/Key Lake 3.3 3.7 (11 )% 6.3 6.2 2 %
Rabbit Lake 0.9 0.7 29 % 1.8 1.7 6 %
Smith Ranch-Highland 0.3 0.5 (40 )% 0.6 0.9 (33 )%
Crow Butte 0.2 0.2 - 0.4 0.4 -
Inkai 0.6 0.6 - 1.1 1.3 (15 )%
Total 5.3 5.7 (7 )% 10.2 10.5 (3 )%

McArthur River/Key Lake

Au deuxième trimestre, la production de McArthur River/Key Lake a enregistré une baisse de 11 % par rapport au trimestre comparable de l'exercice précédent. La production varie de trimestre à trimestre en fonction de la hausse du jalonnement des activités minières et de la coordination des arrêts d'entretien planifiés à l'usine.

La production pour le premier semestre était 2 % plus élevée et demeure conforme aux prévisions pour l'exercice.

À McArthur River, nous avons atténué le risque de production en 2013 lié à la transition à la zone minière supérieure de la zone 4. Nous avons réalisé des améliorations de la productivité sur les temps de cycle, qui pourraient inclure l'utilisation de l'abattage par méthode des sous-niveaux abattus dans des zones plus petites à teneur plus faible de la mine éloignées des murs de glace. De plus, nous avons modifié le jalonnement des galeries montantes dans la zone 2, panel 5, ce qui améliorera la productivité.

Nous continuons à mandater la nouvelle usine d'acide à Key Lake et répondons aux problèmes de démarrage au fur et à mesure qu'ils apparaissent.

Nous continuons à faire avancer l'évaluation environnementale relative au projet d'extension de Key Lake. Nous avons reçu des commentaires de la part des organismes de règlementation sur la version préliminaire de notre énoncé des incidences environnementales et œuvrons actuellement à l'élaboration de réponses aux questions et problèmes que ces commentaires ont soulevés.

Rabbit Lake

La production demeure conforme aux prévisions pour l'exercice. Nous prévoyons d'importantes variations de la production de l'usine de trimestre à trimestre. Nous gérons l'approvisionnement de minerai pour garantir le fonctionnement efficace de l'usine.

Nous poursuivons notre forage souterrain de remplacement des réserves. Nous avons achevé la première phase de notre programme de forage d'exploration en surface, visant à tester et évaluer les zones situées à l'Est et au nord-est de la mine, ainsi qu'au nord et au sud. Nous prévoyons davantage de travaux de terrain au cours du deuxième semestre de 2012.

Smith Ranch-Highland et Crow Butte

Pour ce trimestre et le premier semestre, la production a baissé par rapport aux périodes comparables de l'exercice précédent en raison d'une diminution de la production de Smith Ranch-Highland. Le processus d'examen pour obtenir les approbations réglementaires s'est allongé, ce qui a retardé l'échéancier de mise en exploitation de nouveaux champs de captage à Smith Ranch-Highland.

Nous cherchons encore à obtenir des approbations réglementaires pour procéder à l'expansion de nos diverses unités satellites au Wyoming et au Nebraska. Les organismes de réglementation sont limités par une pénurie de ressources, tandis qu'ils se concentrent sur un imposant volume de demandes de permis et d'amendements de licences de la part des sociétés de l'industrie des ressources. Nous commençons toutefois à obtenir des approbations. Nous sommes toujours en contact avec ces organismes afin de nous assurer que nous comprenons et satisfaisons rapidement leurs besoins en information de manière opportune.

Nous avons entamé les phases de construction initiales pour l'usine satellite et le premier champ de captage à North Butte, dans le Wyoming. La production devrait débuter en 2013 et atteindre progressivement un taux de production annuel ciblé de plus de 700 000 livres par an d'ici à 2015.

Inkai

Comparativement aux périodes de l'exercice précédent, la production est restée identique pour le trimestre et a connu une baisse de 15 % pour le premier semestre. Nos champs de captage étant parvenus à maturité, les teneurs diminuent. Les teneurs moyennes sur les opérations de récupération sur place se stabilisent généralement à des niveaux inférieurs à ceux des premières années dans la mesure où l'uranium est récupéré à partir d'une combinaison de champs de captage de maturités différentes. Nous ajoutons sans cesse des champs de captage additionnels pour maintenir plusieurs champs de captage nouveaux et généralement aux teneurs plus élevées au sein de notre portefeuille de production. Nous avons également augmenté la capacité de production d'Inkai et les teneurs ont commencé à s'améliorer à la fin du deuxième trimestre.

Nous attendons actuellement une approbation gouvernementale d'un amendement au contrat d'utilisation des ressources afin de mettre en œuvre l'augmentation de la production à partir des blocs 1 et 2 à 5,2 millions de livres d'U3O8 (base de 100 %).

Nous poursuivons les forages de délimitation au bloc 3. En juillet, Inkai a reçu un permis de construction et des travaux ont été entamés dans l'installation d'essais par lixiviation.

Dans notre rapport de gestion annuel, nous avons présenté notre stratégie visant à mettre en œuvre notre protocole d'entente (PE) non exécutoire de 2007 avec notre partenaire Kazatomprom, dans le but d'augmenter la capacité de production annuelle future d'Inkai à 10,4 millions de livres (base de 100 %). Outre les différentes approbations de partenaires et gouvernementales requises, nous avons également indiqué que notre capacité à augmenter notre production annuelle d'uranium à Inkai serait étroitement liée au succès d'un projet de conversion d'uranium. Forts de leurs antécédents en matière de développement de nouvelles mines, de niveaux supérieurs de production et de signature de contrats d'approvisionnement d'uranium à long terme, le Kazakhstan et Kazatomprom ont exprimé leur intérêt dans une participation plus grande dans le cycle du combustible nucléaire en accédant à de nouvelles technologies, leur préférence étant nationale. Cependant, le Kazakhstan et Kazatomprom ont également reconnu les conditions de marché défavorables actuelles en matière de conversion d'UF6. Dans ce contexte, nous collaborons avec eux afin d'identifier la meilleure façon d'atteindre leurs objectifs à long terme.

Cigar Lake

Ce trimestre, nous avons continué à faire d'importants progrès à Cigar Lake. La construction du pipeline de la baie Seru a tellement avancé que nous pouvons déjà l'utiliser en cas de captage inhabituel.

Nous avons abaissé les principales composantes du système souterrain de forage à érosion sur le site et avons entamé leur assemblage. Une fois l'assemblage achevé, nous commencerons à tester ce système.

Dans le puits 2, nous avons réalisé une percée sur le niveau 500 mètres. Pendant le reste de l'exercice, nous allons nous concentrer sur l'installation de l'infrastructure, y compris la construction d'un compartiment de ventilation en ciment, l'installation de câbles électriques, d'approvisionnement d'eau, de pipelines à solides pour le minerai et de système de treuils.

Nous nous focaliserons également sur la poursuite du reste de nos projets pour 2012 et la mise en œuvre des stratégies décrites dans notre rapport de gestion annuel.

Nous prévoyons toujours une première commande de minerai mi-2013 et les premières livres conditionnées au quatrième trimestre de 2013.

Cigar Lake est une partie essentielle de notre projet visant à augmenter la production annuelle d'uranium à 40 millions de livres d'ici à 2018, et nous nous engageons à conforter la mise en exploitation de ce précieux actif.

Millennium

Comme nous l'avons annoncé le 11 juin 2012, notre accord avec AREVA Resources Canada Inc. pour l'achat de la participation de 27,94 % d'AREVA dans le projet Millennium pour une somme de 150 M$ a été signé. Grâce à cette signature, notre participation dans le projet Millennium augmente à 69,9 %. Les 30,1 % restants sont détenus par JCU (Canada) Exploration Co.

Les conditions de cette convention d'achat stipulent l'obtention par AREVA d'une redevance de 4 % sur le revenu à partir de 27,94 % de toute production dépassant 63 millions de livres d'U3O8 dans le cadre de ce projet.

Nous avons soumis une version préliminaire de notre énoncé des incidences environnementales aux organismes de réglementation. Les commentaires sur cette version sont attendus avant la fin de l'année.

Nous continuons à faire avancer ce projet en vue d'une décision de développement à l'aide de notre processus appelé « étape-porte ». Pour tout complément d'information sur ce projet, se référer à notre rapport de gestion annuel.

Kintyre

À Kintyre, nous avons achevé l'étude de préfaisabilité. Compte tenu des ressources minérales mesurées et indiquées estimées à environ 55 millions de livres (base de 100 %) à une teneur moyenne de 0,58 %, des prix actuels de l'uranium et de la hausse continue des coûts en Australie occidentale, les données économiques de ce projet posent d'importants défis. L'étude reposait sur une mine à ciel ouvert d'une durée de vie d'environ sept ans, avec une production totale estimée à environ 40 millions de livres d'uranium conditionné à un taux de production moyen d'environ 6 millions de livres par an. Pour atteindre le seuil de rentabilité, l'étude de préfaisabilité indique que le projet requerrait un prix de réalisation moyen d'environ 67 $ US, soit environ 62 millions de livres de production conditionnée en utilisant un prix de l'uranium similaire au prix au comptant actuel.

Malgré ces données économiques délicates, nous effectuons actuellement une étude de faisabilité et avons accéléré notre forage d'exploration afin de déterminer si nous pouvons augmenter notre base de ressources minérales, ce qui améliorerait les données économiques de ce projet. Nous avons toujours une opinion positive sur les fondamentaux à long terme du marché de l'uranium et souhaitons nous assurer que nos actifs sont prêts à réagir lorsque le marché signalera qu'une nouvelle production est nécessaire. Selon nos prévisions, la réalisation d'une étude de faisabilité prend environ dix-huit mois à compléter.

Kintyre nous offre une opportunité potentielle de diversifier notre portefeuille en termes de méthode d'exploitation minière et de géographie. Notre décision d'effectuer l'étude de faisabilité n'équivaut pas à une décision de production, mais il s'agit de la prochaine étape dans notre processus « étape-porte », qui nous apporte des renseignements plus complets. Notre décision de passer à la production sera en définitive fondée sur les données économiques positives de ce projet.

L'approvisionnement futur de production mondiale primaire d'uranium est incertain, tandis que la consommation mondiale est assez prévisible. Nous pensons que pour alimenter les plus de 60 réacteurs actuellement en construction et la croissance supplémentaire que nous anticipons d'ici à 2021, la production devra provenir de nouvelles sources primaires de production. Dans le contexte actuel, ces sources de production posent des défis économiques, pour nous et les autres producteurs, similaires à ceux que nous avons identifiés à Kintyre.

Services de combustible

La production de services de combustible a totalisé 4,3 millions kgU pour le trimestre, soit une baisse de 4 % par rapport au trimestre comparable de l'exercice précédent. Pour le premier semestre, la production a atteint 8,8 millions kgU, un nombre identique à celui du premier semestre de 2011. La production est conforme aux prévisions pour l'exercice.

Le 6 juillet, nous avons annoncé que les employés syndiqués dans nos usines de fabrication de combustible de Port Hope et Cobourg, en Ontario, ont voté en faveur d'une nouvelle convention collective de trois ans. Cette convention comprend une augmentation salariale de 5,25 % sur la durée de l'entente. La précédente convention a expiré le 1er juin 2012.

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 norme canadienne 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

Inkai

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

Cigar Lake

- Grant Goddard, vice-président, exploitation minière du Nord de la Saskatchewan, 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 et 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 : anticiper, estimer, s'attendre à, planifier, avoir l'intention de, prédire, objectif, cible, 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 notre formulaire annuel et notre rapport de gestion annuel, du premier et du deuxième trimestre, qui comprennent une analyse des autres risques importants susceptibles d'entraîner un écart sensible entre les résultats réels et nos attentes actuelles.
  • Les renseignements prospectifs visent à vous aider à comprendre les opinions actuelles de la direction sur nos perspectives à court et long terme, et pourraient ne pas être appropriés à d'autres fins. À moins que les lois sur les valeurs mobilières ne l'exigent, nous ne mettrons pas nécessairement ces renseignements à jour.

Exemples de renseignements prospectifs dans le présent document

  • Nos prévisions relatives à la résiliation de contrats de vente d'uranium avec nos clients.
  • Nos attentes concernant la date de clôture de l'acquisition de NUKEM et le fait que NUKEM ne réalisera aucun paiement supplémentaire sur sa dette préalablement à la clôture.
  • Nos attentes concernant l'approvisionnement, la consommation, la demande d'uranium au niveau mondial en 2012 et à l'avenir, ainsi que le nombre de nouveaux réacteurs et la remise en service de réacteurs au Japon, y compris l'analyse figurant dans la section « Mise à jour sur le marché de l'uranium ».
  • Notre prévision indiquant que notre prix de réalisation moyen de l'uranium s'améliorera au quatrième trimestre de 2012.
  • Les perspectives pour chacun des secteurs opérationnels pour 2012, et nos perspectives consolidées pour l'exercice.
  • Notre prévision indiquant que nous allons investir de manière considérable dans l'expansion de la production dans nos mines existantes et dans la progression de nos projets parallèlement à la poursuite de notre stratégie de croissance.
  • Notre prévision selon laquelle les soldes de trésorerie et les flux de trésorerie d'exploitation existantes satisferont les exigences anticipées en capital sans besoin d'aucun financement additionnel significatif.
  • Nos prévisions selon lesquelles les soldes de trésorerie diminueront à mesure que nous utiliserons les fonds pour mener à bien nos activités et poursuivre nos plans de croissance.
  • Nos attentes concernant les rythmes trimestriels de livraison d'uranium et de services de combustible en 2012.
  • Nos projets futurs pour nos propriétés d'exploitation d'uranium, projets de développement et en cours d'évaluation et sites d'exploitation des services de combustible.
  • Nos attentes concernant Cigar Lake.

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.
  • 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 et de remise en état ou aux charges fiscales s'avèrent inexactes.
  • Nos prévisions relatives à la résiliation des contrats de vente d'uranium avec nos clients se révèlent 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, un accident ou la détérioration de l'appui politique à l'égard de l'énergie nucléaire ou de la demande pour ce type d'énergie.
  • 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 échouent, notamment en raison d'éventuelles difficultés rencontrées autour de la méthode de forage par érosion ou de notre incapacité à acquérir un équipement requis pour ce type de forage.
  • 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, 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.
  • À l'égard des prévisions concernant NUKEM, le risque que les approbations règlementaires requises ne puissent être obtenues en temps voulu ou ne puissent pas
    être obtenues du tout, ou que d'autres conditions de clôture ne puissent être satisfaites, ainsi que le risque que le montant de la dette de NUKEM puisse changer par rapport aux niveaux actuels.

Hypothèses importantes

  • Nos prévisions relatives aux volume 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 compromises par des changements apportés à la règlementation ou par la perception du public à l'égard de la sécurité des centrales nucléaires.
  • Nos prévisions en matière de niveau et de coûts de production.
  • Nos prévisions concernant les prix au comptant et les prix de réalisation de l'uranium et d'autres facteurs analysés dans notre rapport de gestion du deuxième trimestre.
  • Nos prévisions en matière de résiliation de contrat de vente d'uranium, de taux d'imposition, de taux de change et de 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 sont couronnés de succès, notamment la méthode de forage par érosion qui y est pratiquée; il nous sera possible d'obtenir les unités du système de forage par érosion additionnelles dont nous avons besoin selon l'échéancier 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, les pannes, les catastrophes naturelles, les mesures gouvernementales ou politiques, les litiges ou arbitrages, l'indisponibilité de réactifs, d'équipement et de pièces et d'approvisionnement essentiels à la production, de pénurie de main-d'œuvre, de questions liées aux relations du travail, 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, du manque de capacité de résidus, de perturbations ou d'accidents de transport ou d'autres risques liés au développement et à l'exploitation.
  • À l'égard de nos prévisions concernant NUKEM, nous avons supposé que les approbations réglementaires et les autres conditions de clôture seront satisfaites dans les délais prévus et que la dette de NUKEM demeurera égale aux niveaux actuels.

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 sur les actions ordinaires en circulation de la société. Il sera payable le 15 octobre 2012 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 28 septembre 2012.

Conférence téléphonique

Nous vous invitons à participer à notre conférence téléphonique sur le deuxième trimestre le vendredi 27 juillet 2012 à partir de 13h (heure de l'Est).

Tous les investisseurs et les représentants des médias sont invités à y participer. Pour cela, veuillez composer le (866) 226-1792 (Canada et États-Unis) ou le (416) 340-2216. 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 27 août 2012
    en composant le (800) 408-3053 ou le (905) 694-9451 (code d'accès 2717704#).

Information additionnelle

Notre rapport de gestion du deuxième trimestre ainsi que nos états financiers intermédiaires sont accessibles sur cameco.com, sur le site Web de SEDAR, à l'adresse sedar.com, et sur celui d'EDGAR à l'adresse sec.gov/edgar.shtml.

D'autres renseignements, notamment notre rapport de gestion annuel 2011, les états financiers vérifiés annuels et la notice annuelle, se trouvent sur le site Web de SEDAR à l'adresse sedar.com, sur celui d'EDGAR à l'adresse sec.gov/edgar.shtml et sur le nôtre à l'adresse cameco.com.

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.

Employés dans le présent communiqué de presse, les termes « nous », « notre », « nos » et « Cameco » désignent Cameco Corporation et ses filiales et sociétés affiliées, sauf avis contraire.

Renseignements

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

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