Cameco

TSX : CCO
NYSE : CCJ


Cameco

08 nov. 2012 16h39 HE

Cameco présente ses résultats financiers du troisième trimestre

SASKATOON, SASKATCHEWAN--(Marketwire - 8 nov. 2012) -

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

Postes trimestriels

  • prévisions des ventes, du revenu et de la production reconfirmées pour l'exercice
  • réserves minérales en augmentation de 19 % à McArthur River
  • protocole d'entente (PE) signé avec notre partenaire à Inkai
  • engagement de financement reçu de la part du gouvernement de la Saskatchewan pour construire une autoroute reliant McArthur River et Cigar Lake

Stratégie de croissance à long terme

  • solides perspectives fondamentales à long terme de l'industrie - 64 réacteurs en cours de construction
  • prévisions de demande d'uranium d'ici 2021 revues à la baisse en raison du contexte d'incertitude continue sur le marché
  • rectification de notre stratégie de croissance pour se concentrer principalement sur les projets de friches industrielles donnant lieu à un approvisionnement annuel de 36 millions de livres d'ici 2018
  • maintien de notre portefeuille de classe mondiale de projets offrant la capacité de répondre aux signaux positifs du marché

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

« Nos résultats trimestriels tiennent compte des rythmes trimestriels de livraison que nous avons annoncés dans notre rapport du deuxième trimestre et nous nous attendons à réaliser nos prévisions de ventes, de revenu et de production annoncées pour l'exercice, a déclaré Tim Gitzel, président et chef de la direction de Cameco.

À long terme, nous observons une grande solidité des paramètres fondamentaux. Cependant, les incertitudes continues régnant sur le marché à court terme nous ont incités à revoir et à rectifier nos plans de croissance pour ce trimestre. Nous avons donc décidé de concentrer nos efforts sur la poursuite des projets apportant le plus de certitudes à court terme, grâce auxquels nous espérons réaliser près de 36 millions de livres d'approvisionnements annuels d'ici 2018 par rapport aux 40 millions ciblés précédemment. Nous poursuivrons les autres projets de façon mesurée afin de garder la possibilité de les mettre en œuvre aussi rapidement que possible si cela s'avère rentable.

À l'aide de ces mesures, nous espérons échelonner nos dépenses en capital sur une période plus longue et réduire nos dépenses liées aux projets. Nous nous concentrerons donc sur l'exécution et sur la réduction des frais sans compromettre nos valeurs.

Grâce à cette rectification, nous pensons que nous serons bien placés pour continuer à réussir dans l'environnement économique actuel, croître la valeur pour nos actionnaires et profiter de la croissance de la demande d'uranium que nous observons à long terme. »

Faits saillants
(en millions $ sauf
avis contraire)
Trois mois clos le 30 septembre Neuf mois clos le 30 septembre
2012 2011 Variation 2012 2011 Variation
Revenu 408 527 (23) % 1363 1414 (4) %
Marge brute 135 179 (25) % 416 423 (2) %
Bénéfice net 82 39 110 % 221 186 19 %
$ par action ordinaire
(résultat dilué) 0,21 0,10 110 % 0,56 0,47 19 %
Bénéfice net ajusté (non-IFRS, voir Perspectives pour 2012) 52 104 (50) % 210 259 (19) %
$ par action ordinaire
(ajusté et dilué) 0,13 0,26 (50) % 0,53 0,66 (20) %
Trésorerie provenant
des activités d'exploitation
(après variation
du fonds de roulement) 44 192 (77) % 361 487 (26) %
Prix
réalisé $US/
moyen Uranium lb 44,49 47,33 (6) % 45,76 47,06 (3) %
$CA/
lb 44,99 45,97 (2) % 46,22 46,36 -
Services de $CA/
combustible kgU 16,98 17,42 (3) % 17,55 18,04 (3) %
Électricité $CA/
MWh 54 54 - 55 54 2 %

Troisième trimestre

Ce trimestre, le bénéfice net attribuable à nos actionnaires (bénéfice net) a atteint 82 M$ (0,21 $ par action après dilution), comparativement à 39 M$ (0,10 $ par action après dilution) au troisième trimestre de 2011. En plus des postes notés ci-dessous, le bénéfice net a été touché par des gains à la valeur de marché plus élevés sur les produits dérivés de change.

Sur une base ajustée, le bénéfice que nous avons réalisé ce trimestre s'est élevé à 52 M$ (0,13 $ par action après dilution), comparativement à 104 M$ (0,26 $ par action après dilution) (mesure non-IFRS, voir les Perspectives pour 2012) au troisième trimestre de 2011, principalement pour les raisons suivantes :

  • une diminution du bénéfice provenant de notre activité d'uranium en raison d'un volume de vente inférieur, de prix réalisés plus faibles et de coûts plus élevés
  • une hausse des dépenses d'exploration et d'administration
  • partiellement compensée par une hausse des bénéfices provenant de notre activité d'électricité en raison d'une augmentation des ventes et de coûts moindres

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

Neuf premiers mois

Au cours des neuf premiers mois de l'année, le bénéfice net a atteint 221 M$ (0,56 $ par action après dilution), comparativement à 186 M$ (0,47 $ par action après dilution) pour les neuf premiers mois de 2011. Ce bénéfice net plus élevé par rapport à 2011 est attribuable à des gains à la valeur de marché plus élevés sur les produits dérivés de change et les éléments mentionnés ci-dessous.

Sur une base ajustée, notre bénéfice pour les neuf premiers mois de l'année s'est élevé à 210 M$ (0,53 $ par action après dilution), comparativement à 259 M$ (0,66 $ par action après dilution) (mesure non-IFRS, voir les Perspectives pour 2012). Cette variation est attribuable à :

  • une diminution du bénéfice provenant de notre activité d'uranium en raison d'un volume de vente inférieur, de prix réalisés plus faibles et de coûts plus élevés
  • des coûts de résiliation d'un contrat de 30 millions de dollars américains
  • une hausse des dépenses d'exploration et d'administration
  • partiellement compensée par une hausse du bénéfice provenant de notre activité d'électricité et s'expliquant par une augmentation des ventes, des prix réalisés plus élevés et des coûts plus faibles

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

Notre stratégie

Nous demeurons confiants en ce qui concerne les perspectives fondamentales à long terme de l'industrie nucléaire, la demande mondiale pour une énergie sûre, propre, fiable et abordable continuant de croître. L'énergie nucléaire reste une partie intégrale du mixte énergétique, comme le démontrent les 64 réacteurs en cours de construction.

Toutefois, les faits nouveaux survenus dans le secteur nucléaire, principalement centrés autour du Japon, ont été la source de nouvelles incertitudes concernant le taux de croissance de l'énergie nucléaire à l'échelle mondiale. Cela nous a conduits à revoir et à ajuster nos perspectives, ainsi qu'à réexaminer nos plans de croissance à long terme.

Alors que les conditions du marché continuent d'évoluer, nous pensons actuellement qu'au cours de la prochaine décennie (jusqu'en 2021), 80 nouveaux réacteurs nets devraient être construits, par rapport aux 95 auxquels nous nous attentions. Ce changement est principalement attribuable à la mise hors service de certains réacteurs et aux constructions de nouveaux réacteurs repoussées au-delà de la période des 10 prochaines années. En conséquence, nous avons revu nos prévisions de demande mondiale cumulée d'uranium à 2,1 milliards de livres pour cette période, soit 50 millions de livres de moins que nos attentes précédentes. Comme toujours, nous continuerons d'évaluer les effets sur la demande au fur et à mesure de l'évolution du marché du nucléaire.

Étant donné cette révision à la baisse de la demande prévue à court terme, nous avons examiné notre portefeuille de projets pour déterminer si nous devions ajuster leurs calendriers de mise en valeur. À partir de cette analyse, nous avons décidé de nous consacrer principalement à poursuivre nos projets de friches industrielles, tout en différant la mise en valeur de nos projets d'installations nouvelles. Toutefois, nous entreprendrons quelques activités mesurées pour garder la possibilité d'ajouter ces projets de nouvelles installations aussi rapidement que possible, si les conditions du marché le justifient. En outre, nous ferons avancer notre accord avec Talvivaara et échelonnerons les projets d'expansion à Inkai. À l'aide de telles mesures, nous nous attendons à réaliser un approvisionnement annuel d'environ 36 millions de livres d'ici 2018 plutôt que les 40 millions de livres initialement prévus.

Cela signifie donc que nous envisageons d'échelonner nos dépenses en capital sur une période plus longue et de diminuer les dépenses liées aux projets, ce qui devrait améliorer notre portrait financier à court terme. Sous réserve des conditions de marché, nous prévoyons d'entreprendre les projets suivants :

  • mise en exploitation du projet de Cigar Lake
  • expansion de la production de la mine de McArthur River
  • remise en état et expansion de l'usine de Key Lake
  • travaux de prolongation de la durée de vie de la mine de Rabbit Lake
  • expansion de nos activités de récupération in situ aux États-Unis, en faisant progresser nos diverses opérations satellites
  • poursuite du processus d'extraction d'uranium de la mine de Talvivaara

Les opportunités offertes par le marché décideront du rythme de développement des projets suivants :

  • poursuite du projet Millennium pour obtenir les approbations réglementaires dès que possible afin de permettre que son développement se produise indépendamment
  • échelonnement de l'augmentation de la production d'uranium des blocs 1 et 2 d'Inkai pour suivre la progression du transfert de notre technologie de raffinage et de conversion, l'un et l'autre étant sujets aux conditions du marché, et poursuite des travaux sur l'installation d'essais par lixiviation du bloc 3
  • achèvement de l'analyse de la valeur et de la délivrance des permis environnementaux à Kintyre, mais sans procéder à l'étude de faisabilité détaillée

Bien sûr, nous ajusterons le calendrier de nos projets en fonction de l'évolution des conditions du marché, celles-ci étant susceptibles de modifier nos plans d'approvisionnement. Nous ne sommes pas les seuls à rectifier notre plan de croissance dans notre industrie. Plusieurs producteurs d'uranium ont en effet interrompu ou retardé des projets parce qu'ils ne sont pas rentables dans le contexte actuel. Ces défis économiques, alimentés par les turbulences économiques mondiales et les questions entourant l'énergie nucléaire mentionnées ci-dessus, présagent l'incertitude de l'offre future de production primaire d'uranium mondiale. Pour alimenter les 431 réacteurs actuellement en activité ainsi que les 64 réacteurs en cours de construction, et pour soutenir la croissance attendue d'ici 2021, de nouvelles sources de production primaire seront nécessaires. Nous pensons que les données économiques devront tôt ou tard refléter les réalités de l'introduction d'une nouvelle production à un coût plus élevé; ce n'est qu'une question de temps.

En conséquence, nous continuons à préparer nos actifs aujourd'hui pour être parmi les premiers à réagir lorsque le marché indiquera qu'une nouvelle production est nécessaire, et que les données économiques des projets sont meilleures. Nous tenons à préciser que toute décision d'augmenter nos approvisionnements reposera sur la rentabilité.

Entre-temps, le marché d'aujourd'hui nous impose de nous concentrer davantage sur l'exécution et de maximiser l'efficacité afin d'améliorer constamment nos marges et ainsi rester compétitifs. Plus spécifiquement, nous nous employons actuellement à réduire les coûts de nos exploitations et services, sans faire le moindre compromis sur nos valeurs. En outre, nous prévoyons réduire nos dépenses d'exploration et de recherche et développement en vue d'être plus en phase avec les occasions du marché.

En prenant de telles mesures, non seulement nous conserverons un bilan solide, mais nous l'améliorerons. Dans le cadre de notre processus normal de planification stratégique, nous continuerons d'analyser notre structure du capital et notre base d'actifs pour veiller à ce qu'elles soient optimales.

Grâce à nos actifs extraordinaires, notre large portefeuille de contrats à long terme, l'expertise de nos employés et notre connaissance exhaustive de l'industrie, nous sommes convaincus que nous pourrons réaliser ces objectifs. Et, comme toujours, nous continuerons à chercher les opportunités du cycle du combustible nucléaire qui, selon nous, devraient compléter et améliorer nos activités.

Nous continuerons à surveiller étroitement le marché et adapterons nos plans en conséquence.

Le point sur le marché de l'uranium

Depuis le trimestre précédent, l'industrie nucléaire n'a cessé de connaître des incertitudes à court et moyen terme, principalement alimentées par l'évolution de la situation au Japon.

En septembre 2012, un comité du gouvernement japonais a annoncé un projet de politique énergétique qui incluait des projets d'arrêt progressif de la production d'énergie nucléaire d'ici 2040. Ce projet a cependant rencontré une très forte opposition de la part des groupes d'entreprises et des communautés dont les économies dépendent des centrales nucléaires locales. Si le gouvernement japonais n'a pas adopté le plan, il a donné son accord pour le prendre en considération tout en s'engageant avec les administrations locales, le public et la communauté internationale à élaborer une politique énergétique.

Le nouvel organisme de réglementation nucléaire japonais est également entré en service en septembre. Il instaurera de nouvelles normes réglementaires qui serviront à évaluer les redémarrages de réacteurs. Nous pensons que cet organisme introduit une stabilité importante dans le milieu réglementaire japonais et il a déjà permis de clarifier un peu la question des redémarrages de réacteurs. L'organisme a indiqué qu'aucun réacteur supplémentaire ne sera remis en service tant que les nouvelles normes ne seront pas en place (un processus qui devrait prendre environ 10 mois). Cette exigence suggère qu'il n'y aura aucun autre redémarrage de réacteur au Japon cette année et vraisemblablement pas avant la mi-2013, voire plus tard, selon le moment où les normes seront en place.

Ce ralentissement attendu des redémarrages de réacteurs au Japon, associé au ralentissement de la croissance économique mondiale et aux changements que d'autres pays ont apportés à leurs programmes nucléaires, nous a poussés à réétudier nos prévisions concernant les réacteurs. Le Canada, la France et la Belgique, par exemple, ont annoncé la mise hors service d'anciens réacteurs, et l'Inde a revu à la baisse ses objectifs nucléaires pour 2020, les faisant passer de 20 gigawatts à 14,6 gigawatts. C'est pourquoi, tant que le marché continue d'évoluer, notre analyse initiale estime à 80 (net) les nouveaux réacteurs qui seront construits au cours de la période de 2012 à 2021, et non plus à 95 comme nous l'avions prévu plus tôt cette année. La majorité de cette diminution est attribuable à la fermeture des réacteurs, mais une partie s'explique également par des reports au-delà de 2021.

Projections pour les nouvelles centrales - Réacteurs prévus (de 2012 à 2021)

Région / Pays (au 30 sept. 2012)
Prévision préc. Nouv. prévision
Exploitable Nouveau Fermé Net Nouveau remplacé par net nouveau Net Nouveau Exploitable 2021
Amériques 127 11 (6) 5 (1) 4 131
Europe 137 11 (14) (3) (3) (6) 131
Asie 77 14 (1) 13 (8) 5 82
Autres(i) 6 7 - 7 - 7 13
Inde 20 15 - 15 (3) 12 32
Chine 15 52 - 52 - 52 67
Russie/ Europe de l'Est(ii) 49 17 (11) 6 - 6 55
Total 431 127 (32) 95 (15) 80 511
(i) Les autres pays incluent l'Iran, le Pakistan, l'Afrique du Sud, la Turquie et les Émirats Arabes Unis.
(ii) L'Europe de l'Est inclut l'Arménie, la Biélorussie et l'Ukraine.

Parmi ces nouveaux réacteurs nets, 64 sont en cours de construction. La Chine connaît le développement le plus dynamique, et nous prévoyons qu'elle fera croître son programme d'énergie nucléaire en le faisant passer de 15 réacteurs actuellement en exploitation à 67 en 2021, dont 26 d'entre eux sont déjà en cours de construction.

L'addition des 80 nouveaux réacteurs nets au nombre actuel de centrales nucléaires se traduira par une demande d'uranium cumulée d'environ 2,1 milliards de livres d'ici 2021, un chiffre en baisse d'environ 50 millions de livres par rapport à nos prévisions précédentes.

La demande prévue a diminué, mais l'approvisionnement mondial a augmenté. En Chine, en Ouzbékistan et en Namibie, la production a augmenté dans plusieurs mines, ce qui, selon nous, devrait correspondre à environ 30 millions de livres d'approvisionnement supplémentaire sur une période de 10 ans.

Lorsque l'on fait la somme de ces changements de l'offre et de la demande, il en résulte un besoin démontré de 360 millions de livres entre 2012 et 2021, comparativement aux 440 millions de livres que nous avions prévus plus tôt cette année.

Toutefois, la conjoncture actuelle du marché remet également en question l'offre de nouveaux approvisionnements et pourrait avoir un effet sur les prévisions si les conditions continuent d'évoluer. Plusieurs reports et annulations de projets ont également été annoncés, les producteurs réagissant, en effet, aux réductions des prix de l'uranium et aux pressions économiques générales. Les approvisionnements secondaires continuent aussi à diminuer, en particulier avec l'expiration du contrat commercial d'uranium hautement enrichi (UHE) russe prévue pour 2013. La fin de ce contrat se traduira par le retrait du marché de 24 millions de livres d'approvisionnement annuel d'un uranium secondaire relativement bon marché, et il n'y a, pour le moment, aucun signe qu'un nouveau contrat d'UHE russe se conclue.

Malgré les changements des perspectives de l'offre et de la demande que nous observons, il reste certain que de nouveaux approvisionnements seront nécessaires. Bien qu'une partie de ceux-ci puisse provenir d'approvisionnements secondaires, la majorité devra être fournie par de nouvelles mines et des mines existantes agrandies, à un moment où il devient de plus en plus difficile de poursuivre de tels projets. De plus, avec 64 réacteurs en cours de construction et une partie de la croissance repoussée à plus tard, les perspectives fondamentales à long terme de l'industrie restent solides. Par conséquent, en cette période d'incertitude, nous gérons nos actifs en misant particulièrement sur la sécurité, l'efficacité et la croissance rentable.

Avertissement concernant les renseignements prospectifs liés à notre point sur le marché de l'uranium

Ce document concernant nos attentes pour l'industrie nucléaire, y compris le profil de croissance, l'offre et la demande mondiale future d'uranium et le nombre des réacteurs, contient des renseignements prospectifs qui sont basés sur des hypothèses et sont sujets aux risques matériels énoncés dans l'Avertissement concernant les renseignements prospectifs.

Perspectives pour 2012

Nos perspectives pour 2012 tiennent compte des dépenses de croissance nécessaires pour nous aider à mener à bien notre stratégie. Nos perspectives pour les dépenses en immobilisations consolidées et le taux d'imposition consolidé ont changé. Nous expliquons ce changement ci-dessous. Tous les autres éléments du tableau demeurent identiques. Nous ne fournissons pas de perspectives concernant les 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 Serv. de combustible Électricité
Production 21,7 millions 13 à 14
- lb millions kgU -
Volume de ventes 31 à 33 Baisse de
- millions lb 10% à 15% -
Facteur de capacité - - - 93%
Revenu comparé à Baisse Baisse Baisse Hausse
2011 0% à 5% 0% à 5%(1) 10% à 15% 5% à 10%
Coût de vente unitaire moyen (amortissement et dépréciation compris) - Hausse
0% à 5%(2)
Hausse
10% à 15%
Baisse
15% à 20%
Frais administratifs directs comparés à 2011(3) Hausse
10% à 15%
- - -
Frais d'exploration comparés à 2011 - Hausse
15% à 20%
- -
Taux d'imposition Recouvrement de
10% à 15% - - -
Dépenses 730
D'immobilisation millions $(4) - - 70 millions $
(1) En fonction d'un prix au comptant de l'uranium de 42,50 $US par livre (prix Ux au comptant au 29 octobre 2012), un indicateur de prix à long terme de 60 $US par livre (indicateur Ux à long terme au 30 septembre 2012) et un taux de change de 1 $US pour 1 $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 dépenses associées à la 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 les services de combustible, donc 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 40 % de nos volumes annuels de ventes pour 2012 et nous nous attendons à une hausse de notre prix réalisé moyen de l'uranium en raison d'une tarification inférieure au portefeuille de contrats.

Nous prévoyons désormais un recouvrement de 10 % à 15 % pour notre taux d'imposition consolidé (au lieu du recouvrement précédent de 5 % à 10 %). Ce changement est principalement lié au recouvrement de 9 M$ dans la charge d'impôt sur les bénéfices que nous avons déterminée au deuxième trimestre grâce à la certitude supplémentaire que nous avons reçue sur des provisions fiscales particulières.

Nos dépenses en immobilisations devraient totaliser environ 730 M$ comparativement à notre précédente prévision de 680 M$. Cela s'explique par des modifications de l'ampleur et de la planification de certains de nos projets dans le nord de la Saskatchewan.

Analyse de sensibilité

Pour le reste de l'exercice 2012

  • une variation de 5 $US par livre pour le prix Ux au comptant (42,50 $US par livre au 29 octobre 2012) et l'indicateur de prix Ux à long terme (60 $US par livre au 30 septembre 2012) modifierait le revenu de 13 M$ et le bénéfice net de 7 M$.
  • une variation de 5 $/MWh du prix au comptant de l'électricité modifierait notre bénéfice net pour 2012 de 1 M$ en se fondant sur l'hypothèse que le prix au comptant demeurera inférieur au prix plancher de 51,62 $/MWh prévu par le contrat de BPLP avec l'Ontario Power Authority.
  • une variation d'un cent (1 ¢) de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain modifierait notre revenu de 2 M$ et notre bénéfice net ajusté de 1 M$. Cette sensibilité repose sur un taux de change de 1 $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.

(M$) Trimestre clos le 30 septembre Neuf mois clos le 30 septembre
2012 2011 2012 2011
Bénéfice net 82 39 221 186
Ajustements
Ajustements sur produits dérivés(1)
(avant impôt) (40 ) 88 (15 ) 100
Impôt sur le revenu sur ajustements
des produits dérivés 10 (23 ) 4 (27 )
Bénéfice net ajusté 52 104 210 259
(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 septembre
Neuf mois clos le 30 septembre
2012 2011 Variation 2012 2011 Variation
Volume de production
(millions lb) 5,3 5,3 - 15,4 15,8 (3 )%
Volume de ventes
(millions lb) 5,1 7,2 (29 )% 18,1 19,1 (5 )%
Prix au comptant moyen
($US/lb) 48,08 51,04 (6 )% 50,38 57,89 (13 )%
Prix long terme moyen
($US/lb) 60,67 65,33 (7 )% 60,67 68,22 (11 )%
Prix moyen réalisé
($US/lb) 44,49 47,33 (6 )% 45,76 47,06 (3 )%
($CA/lb) 44,99 45,97 (2 )% 46,22 46,36 -
Coût unitaire moyen des ventes
($CA/lb U3O8) (dépréc. et
amort. compris) 28,75 27,59 4 % 31,47 29,68 6 %
Revenu (M$) 231 332 (30 )% 837 885 (5 )%
Profit brut (M$) 83 133 (38 )% 267 318 (16 )%
Profit brut (%) 36 40 (10 )% 32 36 (11 )%

Troisième trimestre

Par rapport au troisième trimestre de 2011, les volumes de production n'ont pas changé. Pour plus de renseignements, se référer au point sur les activités d'exploitation et les projets de développement.

Comparativement à 2011, les revenus du secteur de l'uranium ont diminué de 30 % ce trimestre, en raison d'une baisse de 29 % des volumes de vente et d'une diminution de 2 % du prix de vente réalisé en dollars canadiens.

Les prix réalisés ce trimestre ont été inférieurs à ceux du troisième trimestre de 2011, principalement en raison de prix en dollars américains plus faibles dans le cadre de contrats à forfait. Au troisième trimestre de 2012, notre taux de change réalisé s'est élevé à 1,01 $, comparativement à 0,97 $ pour l'exercice précédent.

Le coût total des ventes (dépréciation et amortissement compris) a diminué de 26 % (147 M$ par rapport à 199 M$ en 2011). Cette diminution est principalement attribuable à :

  • une baisse de 29 % du volume des ventes.
  • des charges de redevance moins élevées (7 M$ en 2012; 26 M$ en 2011) en raison de la baisse des livraisons de matières produites en Saskatchewan.
  • partiellement compensée par une hausse de 16 % des coûts unitaires moyens de l'uranium produit en raison de la hausse des coûts de production non décaissés à nos sites de récupération in situ.

L'effet net est une diminution de 50 M$ du profit brut pour le trimestre.

Neuf premiers mois

Pour les neuf premiers mois de l'année, les volumes de production ont diminué par rapport à la même période l'an passé, en raison d'une production inférieure à Smith Ranch- Highland et Inkai. Pour plus de renseignements, se référer au point sur les activités d'exploitation et les projets de développement.

Pour les neuf premiers mois de 2012, les revenus du secteur de l'uranium ont baissé de 5 % par rapport à 2011, en raison d'une chute de 5 % des volumes de vente.

Les prix réalisés en dollars américains ont été inférieurs à ceux des neuf premiers mois de 2011 essentiellement en raison de prix inférieurs dans le cadre de contrats liés au marché, compensés par un taux de change favorable. Au cours des neuf premiers mois 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 1 % (570 M$ par rapport à 567 M$ en 2011). Cette augmentation est principalement attribuable à :

  • l'augmentation de 13 % des coûts unitaires moyens de l'uranium produit en raison de la hausse des coûts de production unitaires principalement attribuable à une production inférieure pendant les neuf premiers mois. Nous prévoyons toujours une hausse de 0 % à 5 % de nos coûts unitaires moyens de vente (dépréciation et amortissement compris) pour l'exercice par rapport à 2011.
  • une augmentation de 2 M$ des charges de redevance en 2012 en raison des livraisons accrues de matières produites en Saskatchewan
  • partiellement compensée par une baisse de 5 % des volumes de ventes

L'effet net est une diminution de 51 M$ du profit brut pour les neuf premiers mois.

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 Neuf mois
clos le clos le
($CA/lb) 30 septembre 30 septembre
2012 2011 Variation 2012 2011 Variation
Produit
Coût décaissé 21,11 17,89 18 % 21,18 18,87 12 %
Coût non décaissé 8,62 7,79 11 % 8,01 6,92 16 %
Coût total de production 29,73 25,68 16 % 29,19 25,79 13 %
Quantité produite
(millions lb) 5,3 5,3 - 15,4 15,8 (3 )%
Acheté
Coût décaissé 26,08 17,90 46 % 27,04 28,32 (5 )%
Quantité achetée
(millions lb) 4,6 3,1 48 % 8,4 7,3 15 %
Totaux
Coût produit et acheté 28,03 22,81 23 % 28,43 25,36 12 %
Quantités produites et achetées (million lb) 9,9 8,4 18 % 23,8 23,1 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 pouvant calculer ces mesures différemment, il se peut que vous ne puissiez pas effectuer de comparaison directe avec des mesures similaires présentées par celles-ci.

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

Rapprochement pour coût décaissé et coût total par livre

Trimestre clos le 30 septembre Neuf mois clos le 30 septembre
(M$)
2012 2011 Variation 2012 2011 Variation
Coût de produit vendu 121,8 164,7 (26) % 480,6 487,5 (1) %
Plus / (moins)
Redevances (6,7) (26,3) (75) % (64,3) (62,3) 3 %
Droits d'usage (8) (5,2) 54 % (20,9) (16) 31 %
Autres frais de vente (0,6) (0,6) - (2,9) (6,7) (57) %
Variation des stocks 125,4 17,7 608 % 160,9 102,5 57 %
Coûts opérationnels
décaissés (a) 231,9 150,3 54 % 553,4 505 10 %
Plus / (moins)
Dépréciation et
Amortissement 25,7 34,3 (25) % 89,5 79,1 13 %
Variation des stocks 19,9 7 184 % 33,7 1,7 1882 %
Coûts opérationnels totaux
(b) 277,5 191,6 45 % 676,6 585,8 16 %
Uranium produit et acheté (millions lb) (c) 9,9 8,4 18 % 23,8 23,1 3 %
Coûts décaissés par livre
(a / c) 23,42 17,89 31 % 23,25 21,86 6 %
Total des coûts par livre
(b / c) 28,03 22,81 23 % 28,43 25,36 12 %

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

Services de combustible

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

Faits saillants
Trimestre clos le 30 septembre Neuf mois clos le 30 septembre
2012 2011 Variation 2012 2011 Variation
Volume de production
(millions kgU) 2,1 2,8 (25 )% 10,9 11,6 (6) %
Volume des ventes
(millions kgU) 3,3 4,6 (28 )% 10,1 11,1 (9) %
Prix réalisé
($CA/kgU) 16,98 17,42 (3 )% 17,55 18,04 (3) %
Coût unitaire moyen des ventes
($CA/kgU)
(dépréc. et amort. compris) 16,20 15,34 6 % 15,32 15,42 (1) %
Revenu (M$) 56 81 (31 )% 178 199 (11) %
Profit brut (M$) 3 10 (70 )% 23 29 (21) %
Profit brut (%) 5 12 (58 )% 13 15 (13) %

Troisième trimestre

Les volumes de production du trimestre ont enregistré une baisse de 25 % par rapport à 2011 en raison de la diminution de la production planifiée pour 2012.

Le revenu total a décliné de 25 M$ par rapport à 2011 à cause d'une baisse de 28 % des livraisons et d'une chute de 3 % du prix de vente réalisé pour nos produits de services de combustible.

Le prix réalisé en dollars canadiens pour nos services de combustibles a été touché par la combinaison de produits livrés pendant le trimestre. En 2012, une proportion plus élevée des ventes de ce secteur s'est faite dans l'UF6, ce qui donne généralement un prix inférieur à celui des autres produits des services de combustible.

Le coût total des ventes (dépréciation et amortissement compris) a diminué de 25 % (53 M$ par rapport à 71 M$ en 2011) en raison d'une diminution des volumes de vente. Le coût de vente unitaire moyen a connu une hausse de 6 % en raison de la combinaison de produits livrés au cours du trimestre.

L'effet net a été une diminution de 7 M$ du profit brut pour le trimestre.

Neuf premiers mois

En baisse de 6 % par rapport à la même période l'année dernière, la production s'est élevée à 10,9 millions kgU. En raison de la diminution de la production prévue, les résultats resteront inférieurs à ceux des périodes comparables en 2011; la production se maintient pour l'année.

Le revenu total a diminué de 11 % à cause d'une baisse de 9 % des volumes de vente et d'une diminution de 3 % du prix de vente réalisé.

Le coût total des ventes (dépréciation et amortissement compris) a décliné de 9 % (155 M$ par rapport à 170 M$ en 2011) en raison d'une diminution des volumes de vente. Le coût unitaire moyen de vente a été similaire à celui des neuf premiers mois de 2011.

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

Résultats du secteur de l'électricité

Troisième trimestre

Ce trimestre, le revenu total du secteur de l'électricité a augmenté de 6 % comparativement au troisième trimestre de 2011 en raison d'une production supérieure. Les prix réalisés reflètent les ventes au comptant, les revenus enregistrés dans le cadre de l'accord de BPLP avec l'Ontario Power Authority et les produits du contrat financier. Ce trimestre, BPLP a comptabilisé des revenus de 166 M$ en vertu de son accord avec l'Ontario Power Authority, comparativement à 119 M$ au troisième trimestre de 2011. Ce trimestre également, environ 72 % de la production de BPLP a été vendue en vertu de contrats financiers, comparativement à 53 % au troisième trimestre de 2011. Périodiquement, BPLP entre sur le marché pour immobiliser les gains de ces contrats. Les gains issus des activités contractuelles de BPLP ont été légèrement plus élevés qu'en 2011.

Le facteur de capacité s'est élevé à 99 % au cours de ce trimestre, une hausse en regard des 93 % du troisième trimestre de 2011. Cela s'explique par l'absence de jours d'arrêt planifiés. Les coûts d'exploitation ont légèrement diminué, atteignant 223 M$ comparativement à 232 M$ en 2011.

Le résultat a été une augmentation de 11 M$ de notre part de bénéfices avant impôts.

Au troisième trimestre, BPLP a distribué 95 M$ aux partenaires. Notre part a été de 30 M$. Pour ce qui est du capital appelé par BPLP aux partenaires, il s'est élevé à 17 M$ au troisième trimestre. Notre part a atteint 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.

Neuf premiers mois

Le revenu total du secteur de l'électricité a augmenté de 8 % sur les neuf premiers mois par rapport à 2011 en raison d'une production supérieure et d'une hausse des prix réalisés. Les prix réalisés reflètent les ventes au comptant, les revenus comptabilisés dans le cadre de l'accord de BPLP avec l'Ontario Power Authority et les produits du contrat financier. BPLP a comptabilisé des revenus de 575 M$ pour les neuf premiers mois de 2012 en vertu de son accord avec l'Ontario Power Authority, comparativement à 351 M$ au cours de la même période de 2011. Environ 67 % de la production de BPLP a été vendue en vertu de contrats financiers au cours des neuf premiers mois, comparativement à 49 % sur la même période 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 92 % pour les neuf premiers mois, en hausse en regard des 87 % de la même période en 2011. Cela s'explique par un nombre inférieur de jours d'arrêt pendant l'arrêt planifié de cet exercice comparativement à celui de l'exercice précédent. Les coûts d'exploitation ont diminué, atteignant 668 M$ comparativement à 735 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 cours des neuf premiers mois de 2012.

Le résultat a été une augmentation de 50 M$ de notre part de bénéfices avant impôts.

BPLP a distribué 285 M$ aux partenaires au cours des neuf premiers mois de 2012. Notre part a été de 90 M$. Pour ce qui est du capital appelé par BPLP aux partenaires, il s'est élevé à 50 M$ au cours des neuf premiers mois, notre part s'élevant à 16 M$.

Le point sur les activités d'exploitation et les projets de développement

Uranium - Vue d'ensemble de la production

Part de Cameco
(millions lb U3O8)
Trimestre clos le 30 septembre Neuf mois clos le 30 septembre
2012 2011 Variation 2012 2011 Variation
McArthur River/Key Lake 3,8 3,8 - 10,1 10 1 %
Rabbit Lake 0,3 0,5 (40) % 2,1 2,2 (5 )%
Smith Ranch-Highland 0,3 0,3 - 0,8 1,2 (33 )%
Crow Butte 0,2 0,2 - 0,6 0,6 -
Inkai 0,7 0,5 40 % 1,8 1,8 -
Total 5,3 5,3 - 15,4 15,8 (3 )%

McArthur River/Key Lake

Comparativement aux mêmes périodes de l'exercice précédent, la production est restée identique pour le trimestre et les neuf premiers mois. Nous prévoyons que notre part de production atteindra 13,5 millions de livres, comparativement à nos prévisions précédentes de 13,1 millions de livres d'U3O8.

La production varie de trimestre à trimestre en fonction des hausses des séquences d'extraction et de la coordination des arrêts d'entretien planifiés à l'usine.

A McArthur River, nous avons commencé à mettre à niveau nos infrastructures électriques afin de pouvoir prendre en charge l'augmentation des capacités de ventilation et de congélation associées à l'exploitation de nouvelles zones et à la hausse de la production minière.

A Key Lake, les nouvelles usines de vapeur, d'oxygène et d'acide sont opérationnelles. Nous avons mis en route les projets visant à remplacer le four à calcination et le poste électrique.

L'opération de tassement de la pente des parois de fosse de l'installation de traitement des résidus de Deilmann à Key Lake est toujours en bonne progression. Ce projet diminuera les risques de fuite de résidus attribuables à l'encrassement des parois de fosse.

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. Nous prévoyons soumettre la version finale en 2013.

En coopération avec plusieurs partenaires du secteur de l'uranium de la Saskatchewan, nous avons travaillé avec le gouvernement provincial sur un projet visant à relier nos mines de McArthur River et de Cigar Lake par l'achèvement de l'autoroute 914 dans le bassin d'Athabasca. Ce lien primordial élargira notre accès à l'infrastructure minière dans toute la partie nord de la province, améliorera l'efficacité des transports et offrira une autre route desservant la Saskatchewan du nord. Le gouvernement de la Saskatchewan a donné son accord pour financer la moitié du coût de la route finale, les partenaires industriels se partageant l'autre moitié.

Rapport technique

Nous mettons à jour notre rapport technique de février 2009 concernant McArthur River afin de refléter plus fidèlement les nouvelles avancées et modifications dont les sites miniers de McArthur River ont fait l'objet depuis cette date. Nous envisageons de déposer le rapport mis à jour au cours du quatrième trimestre. Voici les faits saillants du rapport technique :

  • une augmentation de 19 % de notre part des réserves minérales estimées, passées de 226,2 millions de livres au 31 décembre 2011 à 269,1 millions de livres au 31 août 2012 en raison d'une hausse de 22 % du tonnage et une légère baisse de la teneur moyenne estimée. Voir le tableau des estimations des réserves et des ressources minérales de McArthur River pour de plus amples renseignements.
  • une baisse du coût comptant d'exploitation moyen estimé à environ 19,23 $ par livre sur la durée de vie de la mine par rapport au coût de 19,69 $ par livre estimé en 2009, et cela malgré la hausse constante des coûts dans l'industrie. Voir le tableau ci-dessous intitulé Production sur toute la durée de vie de la mine, coûts d'exploitation moyens par unité et prévisions des coûts d'investissements de McArthur River/Key Lake pour plus de renseignements.
  • prévision pour 2018 d'une augmentation du taux de production à 22 millions de livres par année, sous réserve des approbations réglementaires
  • une durée de vie de la mine d'au moins 22 ans, d'après le calendrier de production planifiée
  • notre part des coûts d'immobilisation à McArthur River et Key Lake d'ici 2034 est estimée à 2,5 milliards de dollars, par rapport au 1,4 milliard annoncé dans le rapport précédent. Plus de 40 % de cette augmentation est liée à l'ajout de plus de 85 millions de livres de production nouvelle depuis le rapport technique de 2009, et près de 15 % concerne les dépenses nécessaires pour permettre un rythme de production plus soutenu (p. ex., ventilation supplémentaire et fonçage d'un quatrième puits). Le reste de l'augmentation est lié au renforcement de l'infrastructure pour soutenir les activités en cours et élargies, ainsi qu'à la hausse des coûts généraux. Nous pensons que ces modifications génèreront des flux de trésorerie considérables pour les années à venir.

Estimations des réserves et des ressources minérales de McArthur River

(en milliers de tonnes, en millions de livres)

Teneur Contenu Part de Cameco du contenu
(au 31 août 2012) Tonnes % U3O8 (lb U3O8) (lb U3O8)
Réserves
Avérées 384,4 23,81 201,8 140,8
Probables 677,8 12,30 183,7 128,3
Total de réserves minérales avérées et probables 1 062,2 16,46 385,5 269,1
Ressources
Mesurées 68,6 5,53 8,4 5,8
Indiquées 15,5 9,97 3,4 2,4
Total des ressources minérales mesurées et indiquées 84,1 6,35 11,8 8,2
Ressources minérales présumées 325 7,86 56,3 39,3

Remarques :

  • Les réserves et les ressources minérales font l'objet de rapports distincts. Les ressources minérales n'incluent pas les montants définis à titre de réserves minérales. Les réserves minérales déclarées n'ont pas été ajustées pour un taux estimé de récupération à l'usine de 98,7 %.
  • Notre part du total des réserves minérales et du total des ressources minérales est de 69,805 %.
  • Il existe de très grandes incertitudes autour de l'existence des ressources minérales présumées et de la possibilité de les exploiter légalement ou économiquement. On ne peut pas assumer que tout ou partie des ressources minérales présumées seront reclassées dans un niveau supérieur.
  • Les ressources minérales sont estimées à une épaisseur minéralisée minimale de 1 mètre et avec une teneur minimale de 0,1 % à 0,5 % (U3O8), en assumant une extraction par des méthodes minières souterraines. Les réserves minérales ont été estimées à une teneur de coupure de 0,77 % d'U3O8.
  • Le modèle géologique employé pour McArthur River implique des interprétations géologiques de coupe et de plan dérivés de données sur le forage en surface et sous terre.
  • Les réserves minérales incluent des quotas pour la dilution (20 %) des récupérations exploitées et exploitables des remblais et des déchets minéralisés (97,5 %). Les ressources minérales n'incluent pas de tels quotas.
  • Les réserves minérales sont estimées à l'aide de méthodes de montage-sondage, de cheminée collectrice et d'abattage par sous-niveau associées à des rideaux d'eau congelés.
  • Les ressources minérales sont estimées à l'aide d'une méthode de section transversale et des modèles de blocs tridimensionnels. Les réserves minérales sont estimées au moyen de modèles de blocs tridimensionnels.
  • Une hypothèse de prix moyen de l'uranium de 61 $US/lb (U3O8) et un taux de change fixe de 1 $US pour 1 $CA ont été utilisés pour l'estimation des réserves minérales. Les réserves minérales de McArthur River ne sont pas très sensibles aux variations des prix de l'uranium de plus ou moins 20 $, sous réserve que la production annuelle reste au-dessus des 10 millions de livres (U3O8). L'hypothèse de prix repose sur des estimations indépendantes, faites par l'industrie et des analystes, des prix au comptant et des prix à long terme correspondants et reflète nos volumes de ventes engagées et non engagées. Pour les volumes de ventes engagées, les hypothèses de prix au comptant et à terme ont été appliquées conformément aux termes des contrats. Pour les volumes de ventes non engagées, les mêmes hypothèses de prix ont été appliquées à l'aide d'un ratio de prix au comptant/à terme de 60-40.
  • Aucun problème de nature métallurgique, environnementale, de permis, légale, de titre, fiscale, socioéconomique, politique, marketing ou autre ne devrait affecter matériellement les estimations des ressources et des réserves minérales ci-dessus.
  • Les ressources minérales qui ne sont pas des réserves minérales n'ont pas fait la preuve de leur viabilité économique. Les totaux peuvent ne pas correspondre en raison des arrondissements.

Production sur toute la durée de vie de la mine, coûts d'exploitation moyens par unité et prévisions des coûts d'investissements de McArthur River/Key Lake

(conformément au rapport technique)

(au 1er janvier 2012) 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Production (millions lb) 13,5 13,2 13,1 13,1 13,1 13,1 15,4 15,4
Coûts d'exploitation moyens ($CA/lb U3O8) 16,74 17,26 17,52 17,37 17,64 17,20 15,01 15,37
Coûts d'investissements totaux (millions $) 189,3 235 285,8 236,8 214,2 151,8 168,7 134,2
(au 1er janvier 2012) 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Production
(millions lb) 15,4 15,4 14,9 14,9 14,9 14,9 14,7 13,5
Coûts d'exploitation
moyens ($CA/lb
U3O8) 15,28 15,28 15,91 15,99 16,09 17,25 17,47 18,75
Coûts d'investissements totaux (millions $) 107,5 109,7 89,6 67,8 65,9 67,5 52,2 58,2
(au 1er janvier 2012) 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 Total
Production (millions lb) 13,3 7,2 7,2 7,1 7,1 4,4 4,5 279,1
Coûts d'exploitation moyens ($CA/lb U3O8) 18,74 31,90 31,23 31,68 31,65 48,29 47,97 19,23
Coûts d'investissements
totaux (millions
$) 55 40,2 40,8 36,2 28,5 17,6 11,9 2464,4

Rabbit Lake

La production demeure conforme aux prévisions pour l'exercice. Pour garantir le fonctionnement le plus efficace de l'usine tout au long de l'année, nous gérons constamment l'approvisionnement de minerai et par conséquent, connaissons d'importantes variations de la production de l'usine de trimestre en trimestre.

Nous avons effectué l'arrêt de maintenance prévu ce trimestre. Un léger retard dans le redémarrage a entraîné une petite baisse de la production par rapport au troisième trimestre de 2011, bien que nous respections notre production prévue de 3,7 millions de livres pour l'année.

Nous avons achevé notre programme de forage d'exploration en surface qui a donné des résultats très positifs près des sites miniers existants.

Smith Ranch-Highland et Crow Butte

Dans nos exploitations américaines, la production trimestrielle est restée inchangée par rapport au troisième trimestre de 2011. La production pour les neuf premiers mois a chuté de 33 % par rapport à la même période l'année dernière en raison d'une baisse de la production de Smith Ranch-Highland au premier semestre.

Nous avons donc révisé à la baisse (17 %) nos prévisions de production pour l'année, pour atteindre 2 millions de livres, chiffre établi d'après les perspectives concernant l'approbation des nouvelles unités minières. 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 avons reçu l'autorisation de produire à partir de l'unité minière K-North à Smith Ranch-Highland et nous cherchons encore à obtenir des approbations réglementaires pour la poursuite du reste de nos plans d'expansion.

Inkai

Comparativement aux mêmes périodes de l'exercice précédent, la production a connu une hausse de 40 % pour le trimestre et elle reste inchangée pour les neuf premiers mois. Nous ajoutons sans cesse des champs de captage additionnels pour en conserver plusieurs nouveaux, généralement aux teneurs plus élevées, dans notre dosage de production. La production d'Inkai s'est améliorée progressivement au cours du trimestre et l'installation fonctionne désormais à sa capacité nominale.

Nous attendons toujours l'approbation gouvernementale d'une modification au contrat d'utilisation des ressources en vue de faire passer la production des blocs 1 et 2 à 5,2 millions de livres d'U3O8 (base de 100 %).

Nous poursuivons également les forages de délimitation au bloc 3 et la construction d'une installation de test de lixiviation est en cours.

Au 31 octobre 2012, notre conseil d'administration a approuvé un protocole d'entente contraignant (PE 2012) avec notre partenaire Kazatomprom qui établit un cadre concernant :

  • l'augmentation de la production annuelle des blocs 1 et 2 d'Inkai pour atteindre 10,4 millions de livres de concentré d'uranium (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'en 2045.

Kazatomprom poursuit l'objectif stratégique de développer les capacités de traitement de l'uranium au Kazakhstan en vue de compléter ses exploitations minières d'uranium de premier plan. Le PE 2012 s'appuie sur le protocole d'entente non contraignant signé en 2007 qui visait une coopération en matière de développement des capacités de conversion d'uranium, l'objectif principal de Kazatomprom portant toutefois maintenant sur le raffinage de l'uranium plutôt que sur sa conversion.

Le PE 2012 renforce notre partenariat avec Kazatomprom et comprend plusieurs dispositions connexes liées à l'augmentation de la production annuelle d'Inkai et à la prolongation des termes du contrat d'utilisation des ressources de ce site. Conformément aux termes du PE 2012, nous avons donné notre accord pour :

  • modifier notre pourcentage de participation à Inkai à 50 % d'une manière générale après augmentation de la production;
  • effectuer deux paiements d'étape de 34 millions de $US chacun - le premier une fois que Inkai aura reçu toutes les autorisations gouvernementales visant à accroître la production d'uranium à 10,4 millions de livres (100 %) par année jusqu'en 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 provenant d'Inkai, une fois que ce site aura obtenu les autorisations nécessaires pour l'augmentation de la production (10,4 millions de livres, base de 100 %);
  • participer à la construction et à l'exploitation d'une raffinerie d'uranium au Kazakhstan, d'une capacité annuelle de production de 6000 tonnes d'uranium (tU) à UO3. Nous en détiendrons un tiers et Kazatomprom en aura les deux tiers restants et les travaux de construction commenceront en 2018;
  • offrir à Kazatomprom une option de licence de cinq ans pour l'exploitation de notre technologie exclusive de conversion d'uranium dans le but de construire et d'exploiter une installation de conversion d'UF6 au Kazakhstan;
  • négocier avec Kazatomprom en vue d'un contrat de services de conversion touchant jusqu'à 4000 tU par année et/ou pour une période de trois ans, offrir la possibilité à Kazatomprom d'acquérir une participation d'un tiers dans notre installation de conversion au Canada.

Dans le cadre du PE 2012, les premières étapes consisteront à mener une étude de faisabilité de l'augmentation de la production ainsi qu'une étude de préfaisabilité pour le raffinage d'uranium. Nous sommes d'accord avec Kazatomprom pour échelonner les investissements afin d'accroître la production d'uranium et, ainsi, suivre l'évolution 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 PE 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;
  • à l'approbation par le conseil d'administration de Kazatomprom;
  • à la réception de toutes les autorisations nécessaires du gouvernement du Canada et 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.

Cigar Lake

Ce trimestre, nous avons continué à faire d'importants progrès à Cigar Lake.

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

  • avons commencé les opérations de mise en service préliminaires;
  • commencerons les essais des systèmes;
  • préparerons à faire les essais dans les stériles.

Nous installons l'infrastructure dans le puits 2, notamment un compartiment de ventilation en ciment, des câbles électriques, un approvisionnement d'eau, des conduites de boues de minerai et des systèmes de treuils.

Nous poursuivrons également le reste de nos projets pour 2012 et mettrons en œuvre les stratégies décrites dans notre rapport de gestion annuel. Nous prévoyons toujours une première mise en service au milieu de 2013 et le conditionnement des premières livres au quatrième trimestre de 2013.

Cigar Lake est une partie essentielle de notre projet visant à augmenter la production annuelle d'uranium et nous avons à cœur de mettre en production cet atout précieux.

Millennium

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 des réponses aux questions et problèmes que ces commentaires ont soulevés. Nous prévoyons le soumettre dans sa version finale en 2013.

Nous avons achevé le programme de forage d'exploration d'été et réussi à identifier une minéralisation supplémentaire au niveau de la discordance.

Nous ferons progresser ce projet à un rythme en phase avec les débouchés du marché et les circonstances économiques.

Kintyre

Le 11 octobre 2012, nous avons annoncé la conclusion d'un accord de mise en valeur minière avec les Martus - une activité clé de notre planification de projet.

D'après notre analyse de la conjoncture actuelle du marché, nous procéderons à l'ingénierie de la valeur et à l'obtention des permis environnementaux afin de conserver la capacité de poursuivre le projet si les facteurs du marché améliorent les données économiques. Cependant, nous avons décidé d'abandonner l'étude de faisabilité détaillée pour le moment.

Services de combustible

Les services de combustible ont produit 2,1 millions kgU au troisième trimestre, soit 25 % de moins que pour la même période l'année dernière. Pour les neuf premiers mois de l'année, la production a été de 10,9 millions kgU, soit 6 % de moins que par rapport à la même période l'année dernière. Avec la réduction de production prévue, les résultats resteront inférieurs aux périodes comparables en 2011. La production reste en bonne voie pour l'année.

Personnes qualifiées

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

McArthur River/Key Lake

  • David Bronkhorst, vice-président, exploitation minière du sud de la Saskatchewan, Cameco
  • Alain Mainville, directeur, gestion des ressources minérales, Cameco
  • Les Yesnik, directeur général, Key Lake, Cameco
  • Gregory Murdock, directeur technique, McArthur River, 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 et prévisions futures. Quand nous analysons notre stratégie, nos projets et notre futur rendement financier et opérationnel ou d'autres éléments n'ayant pas encore eu lieu, nous faisons des déclarations qui doivent être considérées comme étant de nature prospective en vertu des lois canadiennes et américaines sur les valeurs mobilières. Dans le présent document, nous les qualifions de renseignements de nature prospective.

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 événements 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, du deuxième et du troisième 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 ce rapport de gestion

  • l'analyse figurant à la section intitulée Notre stratégie
  • notre plan visant à porter l'approvisionnement annuel d'uranium à 36 millions de livres d'ici 2018, les sources attendues d'augmentation de l'approvisionnement et la production escomptée d'ici 2016 de nos exploitations d'uranium
  • nos attentes concernant l'approvisionnement, la consommation, la demande d'uranium à l'échelle mondiale à l'avenir, ainsi que le nombre de nouveaux réacteurs, y compris l'analyse figurant dans la section « Le point sur le marché de l'uranium ».
  • notre prévision indiquant que notre prix réalisé 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.
  • nos attentes concernant les rythmes de livraison d'uranium et de services de combustible.
  • 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 le calendrier des premières mises en service et livres conditionnées à Cigar Lake
  • nos attentes concernant la production de notre segment de services de combustible pour 2012
  • nos estimations des réserves et des ressources minérales de McArthur River
  • nos prévisions au sujet de la production, des coûts opérationnels et d'investissements ainsi que sur la durée de vie de McArthur River

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 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, 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 et McArthur River sont retardés ou échouent, y compris au niveau de l'expansion des infrastructures à McArthur River
  • 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.

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 plus compromises que prévu 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 troisième 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
  • le succès de nos projets de développement, d'exploitation minière et de production à Cigar Lake et McArthur River y compris l'expansion des infrastructures à McArthur River
  • 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 réglementaires 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.

Conférence téléphonique

Nous vous invitons à participer à notre conférence téléphonique sur le troisième trimestre le jeudi 1er novembre 2012 à 13 h (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,
  • en écoute en différé jusqu'à minuit (heure de l'Est) le 1er décembre 2012
  • en composant le (800) 408-3053 ou le (905) 694-9451, suivi du code d'accès 3926907.

Information additionnelle

Notre rapport de gestion du troisième 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

Cameco est 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. La position concurrentielle de Cameco repose sur sa participation majoritaire dans les plus grandes réserves à teneur élevée au monde et sur ses faibles coûts d'exploitation. Les produits d'uranium de Cameco servent à produire de l'électricité propre dans des centrales nucléaires du monde entier, notamment en Ontario, où Cameco est un associé commanditaire dans la plus importante centrale d'électricité nucléaire de l'Amérique du Nord. Cameco poursuit également ses travaux de prospection d'uranium dans les Amériques, en Australie et en Asie. Les actions de Cameco se négocient aux bourses de Toronto et de New York. Le siège social se situe à Saskatoon, en Saskatchewan.

Tel qu'utilisé dans le présent communiqué de presse, les termes « nous », « notre », « nos », « Cameco » et « la société » désignent Cameco Corporation et ses filiales et sociétés affiliées, sauf indication contraire.

Renseignements

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

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