SASKATOON, SASKATCHEWAN--(Marketwire - 11 août 2011) -
TOUS LES MONTANTS SONT EN CAD (sauf avis contraire)
Cameco (TSX:CCO) (NYSE:CCJ) a présenté aujourd'hui ses résultats financiers et d'exploitation consolidés du second trimestre clos le 30 juin 2011 en conformité avec les Normes internationales d'information financière (NIIF).
"Tout au long du deuxième trimestre de 2001, nos exploitations ont affiché une production stable, ce qui nous maintient sur la bonne voie en ce qui concerne l'exercice financier en cours. A Cigar Lake, nous continuons de réaliser des progrès considérables", a déclaré le président et PDG, Tim Gitzel. Tout en ajoutant : "Nous avons également effectué des changements au sein de l'équipe de gestion de Cameco afin de nous assurer que nous disposons d'un mélange adéquat d'expérience et de dynamisme pour exécuter notre stratégie visant à doubler la production d'uranium d'ici 2018.
"Comme nous l'avions prévu, les résultats financiers de ce trimestre ont été plus faibles en raison de la variabilité des délais de livraison de l'uranium. Nous nous attendons à ce que ces recettes plus faibles soient lourdement compensées durant la seconde moitié de l'exercice et nous pensons obtenir de meilleurs résultats au troisième et au quatrième trimestre", a-t-il affirmé.
Ce à quoi il a ajouté: "Grâce à notre vaste portefeuille de contrats de vente à long terme, nous bénéficions d'une position enviable à savoir que nous sommes solidement engagés jusqu'en 2016, ce qui nous procure la stabilité financière requise pour poursuivre l'exécution de notre stratégie de croissance.
"A encore plus long terme, nos continuons d'avoir confiance en les solides assises du marché de l'uranium. La demande mondiale pour de l'énergie propre, fiable et peu coûteuse continue de croître et la présence du nucléaire au sein du mélange énergétique mondial demeure toujours aussi attrayante."
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Faits marquants
(en millions $
excepté montants Trimestre clos le Semestre clos le
par action) 30 juin 30 juin
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2011 2010 changement 2011 2010 changement
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Recettes 426 546 (22) % 880 1 031 (15) %
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Gains nets 54 70 (23) % 145 213 (32) %
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$ par action
ordinaire
(de base) 0,14 0,18 (22) % 0,37 0,54 (31) %
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$ par action
ordinaire
(diluée) 0,14 0,18 (22) % 0,37 0,54 (31) %
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Gains nets
rajustés (mesures
non IFRS/PCGR,
voir
ci-dessous) 70 116 (40) % 154 228 (32) %
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$ par action
ordinaire
(rajustée et
diluée) 0,18 0,29 (38) % 0,39 0,58 (33) %
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Liquidité provenant
des activités
(après modification
du fond de
roulement) 20 271 (93) % 286 417 (31) %
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La transition vers les NIIF
Le 1er janvier 2011, nous avons adopté les NIIF destinées aux entreprises canadiennes publiquement responsables. Nos états financiers condensés consolidés non révisés pour la période close au 31 juin 2011 (états financiers intermédiaires) ont été comptabilisés en fonction des NIIF. Les montants relatifs à l'exercice clos le 31 décembre 2010 inscrits dans ce document, dans nos états financiers intermédiaires ainsi que dans les discussions et les analyses de l'équipe de gestion (Rapport de gestion du second trimestre) ont été rajustés afin d'être conformes aux NIIF. Des renseignements au sujet des différences les plus notables entre les méthodes comptables figurent à la note 3 de nos états financiers intermédiaires.
Le deuxième trimestre
Comme prévu, nos résultats du second trimestre et du premier trimestre de 2011 ont subi les effets de la réduction des volumes de ventes d'uranium. Nous nous attendons toujours à ce que ce déclin des recettes soit lourdement compensé vers le second semestre. Les gains nets attribuables à nos actionnaires (gains nets) ce trimestre ont été de 54 millions $ (0,14 $ par action diluée) comparés à 70 millions $ (0,18 $ par action diluée) au second trimestre de 2010. Les gains nets ont diminué ce trimestre en raison des éléments notés ci-dessous, mais ont été partiellement compensés par des gains plus élevés sur les produits dérivés de change. Le dollar canadien s'est apprécié au second trimestre de 2011 alors qu'il s'était déprécié par rapport au dollar US au deuxième trimestre de 2010.
Sur une base rajustée, nos gains durant ce trimestre ont totalisé 70 millions $ (0,18 $ par action diluée) comparés à 116 millions $ (0,29 $ par action diluée) (mesures non NIIF/PCGR, voir ci-dessous) au deuxième trimestre de 2010. Ce déclin est attribuable à :
-- des gains plus faibles associés à nos ventes réduites d'uranium
et à une hausse du coût moyen des produits vendus ont en partie
été compensés par une hausse du prix réalisé
-- des gains moins élevés générés par la production d'électricité en
raison du déclin des ventes, de la baisse des prix réalisés et de coûts
plus élevés
-- des impôts plus élevés
Voir les résultats financiers par segment pour une analyse plus détaillée.
Le premier semestre
Les gains nets au premier semestre de l'exercice ont totalisé 145 millions $ (0,37 $ par action diluée) comparés à 213 millions $ (0,54 $ par action diluée) réalisés au premier semestre de 2010. Les gains nets ont été plus faibles qu'en 2010 en raison d'éléments mentionnés ci-dessous, une réduction qui a été partiellement compensée par des gains plus élevés réalisés sur les produits dérivés de change.
Sur une base rajustée, nos gains réalisés durant le premier semestre de l'exercice en cours ont été de 154 millions $ (0,39 $ par action diluée) comparés à 228 millions $ (0,58 $ par action diluée) (mesure non NIIF/PCGR, voir ci-dessous). Ce déclin est attribuable à :
-- des gains plus faibles provenant du commerce d'électricité associés à
un déclin des ventes, à des prix réalisés moins élevés et à une hausse
des coûts
-- des gains plus faibles provenant du commerce d'uranium en raison d'un
déclin des ventes et d'une hausse du coût moyen des produits vendus, ce
qui a été partiellement compensé par une hausse du prix réalisé
-- une réduction des gains provenant de notre entreprise de services de
combustible associée à des prix réalisés moyens plus
faibles et à une augmentation du coût des produits vendus
-- des impôts plus élevés
Voir les résultats financiers par segment pour une analyse plus détaillée.
Perspectives pour 2011
Au cours des prochaines années, nous comptons investir considérablement dans l'expansion de la production aux mines existantes et dans le développement de projets dans le cadre de l'exécution de notre stratégie de croissance. Les projets ont atteint divers stades de développement, de l'exploration en passant par l'évaluation et la construction.
Nous estimons que nos soldes de trésorerie et nos flux de trésorerie d'exploitation futurs respecteront nos exigences durant plusieurs années, sans que nous n'ayons besoin de financement supplémentaire. Les soldes de trésorerie déclineront graduellement à mesure que nous injecterons les fonds dans notre entreprise et que nous poursuivrons l'exécution de nos plans de croissance.
Nos perspectives pour 2011 sont affectées par les dépenses qui seront nécessaires pour nous aider à réaliser notre stratégie. Nos perspectives en ce qui concerne le coût unitaire de productions des produits vendus par les services de combustible, à la capacité électrique et aux dépenses en capital ont été modifiées par rapport aux perspectives incluses dans notre rapport d'analyse du premier trimestre. Nous expliquons ces changements ci-dessous. Tous les autres éléments du tableau demeurent inchangés. Nous n'y incluons pas les perspectives associées aux éléments qui sont marqués d'un tiret.
Voir les résultats financiers par segment pour plus de détails.
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Consolidés Uranium Services de combust. Électr.
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Production - 21,9 15 à 16 -
millions lb millions kgU
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Vol. des ventes - 31 à 33 Hausse -
millions lb 10 % à 15 %
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Fact. de capac. - - - 87 %
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Recettes Hausse Hausse Hausse Baisse
comparées à 2010 5 % à 10 % 10 % à 5 % à 10 % 10 % à 15 %
15 %(1)
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Coût unitaire de - Hausse Hausse Baisse
production des 0 % à 5 %(2) 5 % à 10 % 10 % à 15 %
produits vendus
(incluant DDR)
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Coûts d' Hausse - - -
administration 15 % à 20 %
directs comparés
à 2010(3)
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Coûts d' - Baisse - -
exploration
comparés 5 % à 10 %
à 2010
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Taux
d'imposition Reprise de - - -
0 % à 5 %
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Dépenses en 590 millions - - 80
capital (4) millions $
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(1) fondé sur un prix au comptant de l'uranium de 52,25 $ US par
livre (prix au comptant de Ux au 1er août 2011), un indicateur de
prix à long terme de 68 $ US par livre (l'indicateur à long terme de
Ux au 25 juillet 2011) et sur un taux de change de 1 $ US pour
0,95 $ CAN.
(2) Cette hausse se fonde sur le coût unitaire de production des produits
vendus. Tout achat facultatif supplémentaire en 2011 peut faire en sorte
que le coût unitaire de production global des produits vendus augmente
encore davantage.
(3) Les coûts d'administration directs n'incluent pas les dépenses associées
aux rémunérations en actions.
(4) N'inclut pas notre part de dépenses en capital à BPLP.
Nos clients décident à quels moments de l'année ils veulent recevoir leurs livraisons d'uranium et de produits et services en matière de carburant, alors nos schémas de livraison et, par le fait même, nos volumes de ventes ainsi que nos recettes peuvent varier considérablement d'un trimestre à l'autre. Cette année, nous prévoyons que les livraisons seront largement compensées durant le second semestre. Nous estimons que les livraisons au quatrième trimestre constitueront environ le tiers des volumes de ventes de 2011.
Nous estimons à présent que le coût unitaire de production des produits vendus associé aux services de combustible augmentera de 5 % à 10 % par rapport à celui enregistré en 2010 (précédemment une hausse de 2 % à 5 %) principalement en raison de ventes accrues dans la division de fabrication de combustible.
Le facteur de capacité électrique en 2011 est censé baisser à 87 %, contre 89 % déclaré précédemment. Les modifications sur le plan des perspectives sont largement attribuables une augmentation du nombre de jours d'interruptions planifiées par rapport à 2010.
Nous prévoyons effectuer des dépenses en capital qui totaliseront 590 millions $ en 2011 comparativement à notre estimation précédente de 620 millions $; cette révision est attribuable aux modifications apportées aux calendriers de certains projets. Nous ne croyons pas que cette réduction des dépenses en capital en 2011 se répercutera sur nos plans visant à doubler la production annuelle d'uranium d'ici 2018.
Analyse de sensibilité
Pour le reste de 2011 :
-- une variation de 5 $ US par livre du prix au comptant Ux (52,25 $ US
par livre au 1er août 2011) et de l'indicateur de prix à long terme Ux
(68 $ US) par livre au 25 juillet 2011) modifierait le total des recettes
de 22 millions $ et les gains nets de 16 millions $
-- une variation de 5 $ du prix au comptant de l'électricité modifierait
nos gains nets de 1 million $, en se fiant sur l'hypothèse à savoir que
le prix au comptant demeurera sous le prix seuil de 50,18 $ selon
l'accord de BPLP avec la Ontario Power Authority (OPA)
-- une variation d'un cent de la valeur du dollar canadien par rapport au
dollar US modifierait les recettes de 10 millions $ et les bénéfices
nets rajustés, de 3 millions $. Cette sensibilité est fondée sur un taux
de change de 1 $ US contre 0,95 $ CAN).
Gains nets rajustés (mesure non NIIF/PGCR)
Les gains nets rajustés constituent une mesure sans signification normalisée selon les NIIF (mesure non NIIF). Nous utilisons cette mesure, car elle représente un moyen plus significatif pour comparer notre rendement financier d'une période à l'autre. Les gains nets rajustés représentent nos gains nets rajustés en fonction des gains non réalisés et des pertes encourues sur nos instruments financiers afin de mieux refléter le rendement financier sous-jacent pour la période de déclaration. La mesure des gains rajustés reflète la correspondance entre les gains nets provenant de notre programme de comptabilité de couverture et les entrées de devises étrangères. Nous utilisions également cette mesure avant l'adoption des NIIF (mesure non PCGR).
Les gains nets rajustés constituent une information supplémentaire non normalisée qui ne constitue pas un substitut de renseignements financiers comptabilisés en fonction de normes comptables. D'autres entreprises peuvent calculer cette mesure différemment. Le tableau ci-dessous établit une correspondance entre nos gains nets rajustés et nos gains nets.
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Trimestre Semestre
(en millions $) clos le 30 juin clos le 30 juin
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2011 2010 2011 2010
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Gains nets 54 70 145 213
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Ajustements sur les dérivés (après
impôts)(1) 16 46 9 15
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Gains nets rajustés 70 116 154 228
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(1) En 2008, nous avons opté pour l'abandon de la comptabilité de couverture en ce qui concerne notre portefeuille de contrats de change à terme. Depuis, nous rajustons nos gains et nos pertes en fonction des dérivés comptabilisés selon les NIIF afin de déterminer à combien se seraient élevés nos gains si nous avions continué d'appliquer la comptabilité de couverture.
Mise à jour au sujet du marché de l'uranium
Près de cinq mois se sont écoulés depuis que la centrale nucléaire Fukushima-Daiichi a été endommagée par le séisme et le tsunami dévastateurs qui ont frappé le Japon. Tandis que le Japon continue de gérer les effets de ces événements sur sa flotte de réacteurs nucléaires, on remet également en question le rôle de l'énergie nucléaire dans ce pays. Bien qu'on rapporte la présence d'un soutien considérable pour le nucléaire de la part de divers groupes industriels au Japon, l'opinion publique serait, selon certaines sources, plus prudente.
D'autres pays dans le monde ont eu le temps d'effectuer une évaluation préliminaire de leur programme nucléaire. Outre de très rares exceptions, nos observons un engagement continu envers l'énergie nucléaire. L'Inde, la Chine, la France, la Russie, la Corée du Sud, le Royaume-Uni, le Canada, les Etats-Unis et presque tous les autres pays disposant d'un programme nucléaire conservent cette option en tant que partie intégrante de leur mélange énergétique.
Il y a toutefois quelques exceptions, dont l'Allemagne est le plus notable. L'Allemagne, qui compte 17 réacteurs nucléaires, représentant 5 % de la capacité de production mondiale, a décidé de revenir à sa précédente politique d'abandon graduelle du programme. Actuellement, huit de ses réacteurs (environ 2 % de la capacité mondiale de production) ont été mis hors service; nous ne pensons pas que ces réacteurs reprendront du service. L'Allemagne a déclaré qu'elle planifiait éteindre ses neuf derniers réacteurs d'ici 2022.
Malgré ces changements, l'industrie de l'énergie nucléaire affiche une croissance. D'autres pays n'utilisant pas le nucléaire envisagent d'intégrer ce type d'énergie à leur programme énergétique dans le futur. L'Arabie saoudite, par exemple, a annoncé récemment son plan visant à construire 16 réacteurs d'ici 2030. Ce plan inclut la construction des deux premiers réacteurs d'ici les dix prochaines années après quoi il prévoit l'ajout de deux nouveaux réacteurs chaque année. Les Saoudiens ont pour objectif que l'énergie nucléaire réponde à 20 % de leurs besoins en électricité dans le futur. Celle-ci a signé des accords de coopération nucléaire avec la France ainsi que l'Argentine et a annoncé son intention de signer des ententes avec la Chine et la Corée du Sud dans un avenir proche. Nous n'avons pas inclus cette nouvelle concernant l'Arabie saoudite dans nos perspectives concernant l'offre et la demande ci-dessous.
Nous avons révisé nos perspectives ainsi que nos estimations en matière d'offre et de demande du premier trimestre afin de tenir compte de la décision de l'Allemagne visant à renoncer à l'énergie nucléaire et de l'état actuel de la flotte de réacteurs nucléaires du Japon. De ce fait, nous prévoyons :
-- que d'ici 10 ans, la demande mondiale d'uranium déclinera à environ 2,1
milliards de livres, comparativement à notre estimation précédente de
2,2 milliards de livres (un déclin d'environ 3 %)
-- qu'en 2020, la consommation mondiale déclinera à environ 225 millions de
livres, soit une réduction de 5 millions de livres par rapport à notre
estimation précédente. Ce qui représente un taux de croissance annuel
d'environ 3 %.
-- la construction d'environ 85 nouveaux réacteurs d'ici 2020
comparativement à notre estimation précédente de 90 réacteurs
-- que la consommation mondiale d'uranium en 2011 diminuera pour atteindre
environ 175 millions de livres, soit une réduction de 3 % par rapport à
notre estimation précédente d'environ 180 millions de livres
-- que la production mondiale d'uranium s'élèvera à environ 145 millions de
livres en 2011, il n'y a donc aucun changement par rapport à
notre estimation précédente
-- que la consommation mondiale de services de conversion d'hexafluorure
d'uranium et de dioxyde d'uranium diminuera à environ 65 millions kgU en
2011 comparé à notre estimation précédente de 70 millions kgU
Malgré les réductions anticipées selon nos estimations présentées ci-dessus, nous continuons de nous attendre à ce que la consommation annuelle dépasse considérablement la production minière mondiale d'ici les 10 prochaines années, une situation qui dure depuis 1986. Selon notre estimation révisée, l'offre associée à la demande mondiale d'uranium sera d'environ 270 millions de livres d'ici les 10 prochaines années (notre estimation précédente prévoyait une offre de 320 millions de livres).
On s'attend à ce qu'environ 70 % de l'approvisionnement mondial en uranium d'ici les 10 prochaines années provienne de mines actuellement en activité commerciale, à ce que moins de 20 % provienne de sources secondaires d'approvisionnement existantes et à ce que le reste provienne de nouvelles sources d'approvisionnement (aucun changement par rapport à notre estimation précédente).
Grâce à notre vaste portefeuille de contrats de vente à long terme, nous bénéficions d'une position enviable, étant engagés jusqu'en 2016. De ce fait, nous prévoyons que l'impact des changements sur le plan des perspectives en matière d'offre et de demande mondiale sera considérablement moindre pour nous.
Nous continuerons de surveiller les communiqués et les développements de l'industrie de l'énergie nucléaire. Lorsque nous croirons détenir des renseignements adéquats, nous divulguerons les répercussions prévues en ce qui concerne nos perspectives associées à l'offre et à la demande d'uranium.
Notre industrie continue de réagir de manière responsable aux événements qui se sont produits au Japon. Nous, ainsi que d'autres joueurs de l'industrie, étudions les leçons tirées de cet événement et, là où cela s'applique, nous appliquons les solutions appropriées afin d'assurer la santé et la sécurité des employés, des communautés et de l'environnement. Les gouvernements, les organes de réglementation et le grand public exigent des garanties à savoir que l'industrie a su tirer des leçons de Fukushima et qu'elle applique des solutions adéquates. Notre industrie a bel et bien tiré des leçons de l'événement, met en oeuvre des solutions et continuera de prendre toutes les mesures possibles pour identifier et réduire les risques.
Avertissement au sujet des renseignements prospectifs relatifs à Fukushima
Cette analyse des répercussions prévues par rapport à la situation concernant la centrale nucléaire de Fukushima, incluant l'impact potentiel sur la demande future d'uranium d'un certain nombre de réacteurs en service, constitue de l'information prospective fondée sur des hypothèses qui sont soumises aux risques matériels traités dans la rubrique ci-dessous intitulée : "Avertissement au sujet des renseignements prospectifs".
Plus précisément, cette analyse est fondée sur les hypothèses à savoir que :
-- nous avons correctement évalué l'effet que ces événements auront sur la
réglementation et l'opinion publique quant à la sécurité des centrales
nucléaires et les répercussions sur la demande d'uranium
-- il n'y aura aucun changement appréciable des conditions à Fukushima
L'analyse est soumise aux risques que :
-- la situation puisse avoir des répercussions négatives plus considérables
sur la demande d'uranium que ce à quoi nous nous attendons actuellement
en nous fondant sur les renseignements actuellement disponibles
-- de nouveaux développements de la situation peuvent se solder par une
réduction supplémentaire de la demande d'uranium
Résultats financiers de 2011 par segments
Uranium
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Trimestre Semestre
Faits marquants clos le 30 juin clos le 30 juin
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2011 2010 changement 2011 2010 changement
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Production
volume (millions
lb) 5,7 4,9 16 % 10,5 10,9 (4) %
----------------------------------------------------------------------------
Volumes des ventes
(millions lb) 5,8 8,4 (31) % 11,9 14,9 (20) %
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Prix moyen au
comptant (USD/lb)
55,04 41,42 33 % 61,31 41,60 47 %
Prix réalisé
moyen
(USD/lb) 45,65 41,31 11 % 46,89 41,76 12 %
(CAD/lb) 44,48 43,00 3 % 46,60 44,23 5 %
----------------------------------------------------------------------------
Coût des ventes
(CAD/lb U3O8)
(y compris DDR) 29,61 27,79 7 % 30,95 28,54 8 %
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Recettes (en
millions $) 256 359 (29) % 554 661 (16) %
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Profit brut (en
millions $) 86 127 (32) % 186 234 (21) %
----------------------------------------------------------------------------
Profit brut (%) 34 35 (3) % 34 35 (3) %
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Le second trimestre
Les volumes de production au deuxième trimestre ont été supérieurs de 16 % par rapport au deuxième trimestre de 2010 principalement en raison d'une production plus élevée à l'exploitation de McArthur River/Key Lake. Voir les biens d'exploitation pour obtenir plus de renseignements.
Les recettes associées à l'uranium ce trimestre ont chuté de 29 % par rapport aux chiffres enregistrés en 2010, cela est attribuable à un déclin de 31 % des volumes de ventes partiellement compensé par une appréciation de 3 % du prix de vente réalisé en dollars canadiens.
Nos prix réalisés ce trimestre étaient plus élevés qu'au second trimestre de 2010 principalement en raison de prix plus élevés en USD en vertu de contrats reliés au marché, en partie compensés par un taux de change moins avantageux. Au deuxième trimestre de 2011, notre taux de change réalisé à l'étranger a été de 0,97 $ comparé à 1,04 $ l'année précédente.
Le coût total au comptant des ventes (hormis DDR) a diminué de 25 % (148 millions $ contre à 197 millions $ en 2010). Ce qui est à attribuable :
-- au déclin de 31 % des volumes de ventes
-- aux coûts unitaires moyens de production de l'uranium qui ont été
supérieurs de 5 % principalement en raison des coûts fixes payés à AREVA
relativement à l'usine de concentration de la mine JEB de McClean Lake
-- les coûts unitaires moyens de l'uranium acheté ont été plus élevés de
18 % en raison d'un accroissement des achats aux prix au comptant
Le résultat net a été une diminution de 41 millions $ du profit brut ce trimestre.
Le tableau suivant présente notre coût unitaire au comptant des ventes (hormis DDR) associé au matériel produit et acheté, y compris les redevances de franchisage sur le matériel produit, ainsi que la quantité vendue d'uranium produit et acheté.
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Trimestre Coût unit. au comptant des ventes Quantité vendue
Clos le 30 juin (CAD/lb U3O8) (millions lb)
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2011 2010 changement 2011 2010 changement
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Produit 24,88 23,80 5 % 3,5 6,5 (46) %
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Acheté 27,01 22,82 18 % 2,3 1,9 21 %
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Total 25,71 23,58 9 % 5,8 8,4 (31) %
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Le premier semestre
Les volumes de production au premier semestre de l'exercice ont été de 4 % inférieurs à ceux de l'année précédente en raison de variations planifiées de la production à l'usine de Rabbit Lake. Voir les biens d'exploitation pour obtenir plus de renseignements.
Au premier semestre de 2011, les recettes associées à l'uranium ont chuté de 16 % par rapport à celles enregistrées en 2010, ce qui est attribuable à un déclin de 20 % des volumes de ventes partiellement compensé par une appréciation de 5 % du prix de vente réalisé en dollars canadiens. Comme nous l'avions anticipé, les volumes de livraison au deuxième trimestre ont été réduits.
Nos prix réalisés ont été plus élevés que durant le premier semestre de 2010 principalement en raison de prix en USD plus élevés en vertu de contrats reliés au marché, ce qui a été partiellement compensé par un taux de change moins avantageux. Au premier semestre de 2011, notre taux de change réalisé à sur les devises étrangères à été de 0,99 $ comparé à 1,06 $ l'année précédente.
Le coût au comptant total des ventes (hormis DDR) a diminué de 11 % (323 millions $ contre 363 millions $ en 2010). Cela est principalement attribuable :
-- au déclin de 20 % des volumes de ventes
-- au fait que les coûts unitaires moyens de l'uranium produit ont été
supérieurs de 6 % en raison d'une hausse des coûts unitaires de
production associée à la faible production du premier semestre.
Nous prévoyons toujours une hausse des coûts unitaires pouvant aller de
0 % à 5 % cette année, par rapport à 2010.
-- au fait que les coûts unitaires moyens pour l'uranium acheté ont été
supérieurs de 23 % en raison d'un accroissement des achats effectués au
prix au comptant
Le résultat net a été une diminution de 48 millions $ du profit net réalisé durant le premier semestre.
Le tableau suivant présente notre coût unitaire au comptant des ventes (hormis DDR) en ce qui concerne le matériel produit et acheté, y compris les redevances de franchisage associées au matériel produit, ainsi que la quantité vendue d'uranium produit et acheté.
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Semestre Coût unit. au compt. des ventes Quantité vendue
Clos le 30 juin (CAD/lb U3O8) (millions lb)
-----------------------------------------------------
2011 2010 changement 2011 2010 changement
----------------------------------------------------------------------------
Produit 25,58 24,22 6 % 7,5 11,0 (32) %
----------------------------------------------------------------------------
Acheté 29,95 24,39 23 % 4,4 3,9 13 %
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Total 27,17 24,27 12 % 11,9 14,9 (20) %
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Veuillez consulter notre rapport d'analyse du deuxième trimestre pour obtenir des mises à jour de notre analyse de sensibilité du prix de l'uranium.
Les services de combustible
(y compris les résultats pour L'hexafluorure d'uranium, le dioxyde d'uranium et la fabrication de combustible)
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Trimestre Semestre
Highlights clos le 30 juin clos le 30 juin
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2011 2010 changement 2011 201O changement
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Volume de production
(millions kgU) 4,5 4,5 - 8,8 9,3 (5) %
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Volume des ventes (millions
kgU) 4,0 4,6 (13) % 6,4 6,8 (6) %
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Prix réalisé
(CAD/kgU) 17,24 15,98 8 % 18,50 19,28 (4) %
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Coût des ventes
(CAD/kgU) (y compris 14,13 12,01 18 % 15,48 13,27 17 %
DDR)
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Recettes (millions $) 70 73 (4) % 119 131 (9) %
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profit brut (en
millions $) 13 18 (28) % 19 41 (54) %
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Profit brut (%) 19 25 (24) % 16 31 (48) %
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Le deuxième trimestre
Les recettes totales ont été inférieures de 3 millions $ par rapport à celles enregistrées en 2010 tandis qu'une hausse de 8 % du prix réalisé associé à nos produits de services de combustible a été compensée par une diminution de 13 % des volumes de ventes.
Notre prix réalisé en dollars canadiens associé aux services de combustible a subi les effets du portefeuille de produits livrés au cours du trimestre. En 2011, une plus grande fraction des ventes de services de combustible ont été pour la fabrication de combustible, ce qui produit habituellement un prix beaucoup plus élevé que les autres produits de services de combustible.
Le coût total des produits et services vendus (y compris DDR) a augmenté de 4 % (57 millions $ contre 55 millions $ au deuxième trimestre de 2010) en raison du mélange de produits livrés au cours du trimestre qui a fait monter le prix unitaire moyen des ventes de 18 %.
Le résultat net a été une diminution du profit brut de 5 millions $.
Le premier semestre
Au premier semestre de l'exercice, les recettes totales ont diminué de 9 % en raison d'un déclin de 6 % des volumes de ventes et d'une baisse de 4 % du prix de vente réalisé.
Le coût total des produits et services vendus (y compris DDR) a augmenté de 11 % (100 millions $ contre 90 millions $ en 2010) en raison de la hausse du prix unitaire des produits vendus. Le coût unitaire moyen des ventes a été de 17 % supérieur en raison de niveaux de production plus faibles durant le premier semestre de 2011 et de la comptabilisation de recouvrements supérieurs des coûts au premier semestre de 2011 et de la comptabilisation de recouvrements supérieurs des coûts en 2010.
Le résultat net a été une diminution du profit brut de 22 millions $.
Résultats de la vente d'électricité
Le deuxième trimestre
Les recettes associées au commerce d'électricité ont diminué de 13 % ce trimestre par rapport au deuxième trimestre de 2010 en raison d'un volume plus réduit et de prix réalisés plus faibles. Les prix réalisés reflètent les ventes au comptant, les revenus comptabilisés selon l'accord de BPLP avec l'OPA et les recettes provenant de contrats financiers. BPLP a comptabilisé des recettes de 123 millions $ ce trimestre relativement à son accord avec l'OPA, comparativement à des recettes de 80 millions $ enregistrées au deuxième trimestre de 2010. Environ 60 % de la production de BPLP a été vendue sous contrats financiers ce trimestre, comparativement à 39 % au second trimestre de 2010. Les prix associés à ces contrats étaient plus bas qu'en 2010. Périodiquement, BPLP intègre le marché pour saisir les gains relatifs à ces contrats.
Le facteur de capacité a été de 78 % ce trimestre, comparativement à 86 % au deuxième trimestre de 2010, il s'agit d'une baisse attribuable à un nombre plus élevé de jours d'interruptions planifiées cette année par rapport à l'année dernière. Les charges d'exploitation se sont élevées à 270 millions $ comparés à 247 millions $ en 2010 en raison de coûts d'entretien supérieurs associés aux périodes d'interruptions et à de frais de personnel accrus.
Le résultat consiste en une réduction de 69 % de notre part de bénéfices avant impôts.
BPLP a distribué 55 millions $ aux partenaires au second trimestre. Notre part s'est élevée à 17 millions $. Les partenaires se sont entendus à savoir que BPLP distribuera les sommes excédentaires sur une base mensuelle, et que la société effectuera des appels de liquidité séparés pour les projets majeurs en matière de capital.
Au troisième trimestre, on planifie une interruption de courant aux fins d'entretien à l'une des centrales.
Le premier semestre
Les recettes totales associées à l'électricité au premier semestre ont diminué de 13 % par rapport à 2010 en raison d'une production plus faible et de prix réalisés réduits. Les prix réalisés reflètent les ventes au comptant, les revenus comptabilisés selon l'accord de BPLP avec l'OPA et les recettes provenant de contrats financiers. BPLP a enregistré des recettes de 232 millions $ au premier semestre de 2011 relativement à son accord avec l'OPA, comparativement à 183 millions $ au premier semestre de 2010. Environ 48 % de la production de BPLP a été vendue sous contrats financiers au cours de six premiers mois de l'année en cours, comparativement à 39 % en 2010. Les prix établis en vertu de ces contrats étaient inférieurs à ceux établis en 2010. Périodiquement, BPLP intègre le marché pour saisir les gains relatifs à ces contrats.
Le facteur de capacité a été de 85 % au premier semestre de l'année en cours, soit une baisse par rapport au facteur de 92 % enregistrés en 2010 en raison d'un plus grand nombre de jours d'interruptions planifiées cette année que l'an dernier. Les charges d'exploitation ont augmenté à 503 millions $ contre 456 millions $ en 2010 en raison de frais d'entretien supérieurs durant les périodes d'interruption et de frais de personnel accrus.
Le résultat a été une réduction de 54 % de notre part de profit avant impôts.
BPLP a distribué 125 millions $ aux partenaires durant les six premiers mois de 2011. Notre part s'est élevée à 40 millions $.
Mises à jour au sujet des activités fonctionnelles et des projets de développement
Uranium - survol de la production
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Part de Cameco Trimestre Semestre
(millions lb U3O8) clos le 30 juin clos le 30 juin
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2011 2010 changement 2011 2010 changement
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McArthur River/Key
Lake 3,7 2,5 48 % 6,2 6,2 -
----------------------------------------------------------------------------
Rabbit Lake 0,7 1,1 (36) % 1,7 2,1 (19) %
----------------------------------------------------------------------------
Smith Ranch-Highland 0,5 0,4 25 % 0,9 0,9 -
----------------------------------------------------------------------------
Crow Butte 0,2 0,2 - 0,4 0,4 -
----------------------------------------------------------------------------
Inkai 0,6 0,7 (14) % 1,3 1,3 -
----------------------------------------------------------------------------
Total 5,7 4,9 16 % 10,5 10,9 (4) %
----------------------------------------------------------------------------
Mine de McArthur River/Key Lake
A McArthur River/Key Lake, la production au second trimestre s'est avérée de 48 % supérieure à celle de la même période l'année dernière. Afin d'optimiser la production annuelle, nous avons devancé les dates d'interruption pour l'entretien des installations de l'usine de Key Lake du second au premier trimestre.
A Key Lake, nous avons poursuivi notre travail relatif aux nouvelles usines d'oxygène, d'acide et de vapeur. Nous comptons terminer ces usines et procéder à leur mise en service cette année.
Inkai
La production annuelle va bon train.
Durant le premier semestre, Inkai a subi de brèves interruptions sur le plan de l'approvisionnement en acide sulfurique. Au second trimestre, les pannes d'approvisionnement ont eu de légères répercussions sur la production. L'approvisionnement en acide sulfurique est limité au Kazakhstan en raison de la demande concurrentielle de l'industrie des fertilisants. Nous cherchons actuellement d'autres sources d'approvisionnement en acide sulfurique; si l'accès à la substance demeure un problème, la production annuelle pourrait en être affectée.
Nous continuons d'effectuer le forage de délimitation et l'ingénierie de l'infrastructure ainsi que des installations de tests de lixiviation au bloc 3.
Cigar Lake
Au deuxième trimestre, nous avons installé la paroi de congélation du puits 2 et repris le fonçage du puits. Nous nous attendons à atteindre le filon principal de la mine à une profondeur de 480 mètres avant la fin de l'année. La profondeur finale du puits sera de 500 mètres.
Dans le cadre de l'exécution de notre stratégie de congélation de la surface, nous avons commencé à forer des trous de congélation depuis la surface.
Nous avons obtenu les autorisations réglementaires requises pour notre plan minier et pour commencer à travailler sur le projet de Seru Bay. Ce projet nécessitera que nous établissions une infrastructure pour permettre le rejet des eaux traitées directement dans la baie de Seru du lac Waterbury.
Pour le reste de l'année, nous nous concentrerons sur l'exécution de nos plans et sur l'application des stratégies présentées dans notre rapport de gestion annuel.
Dans notre rapport de gestion du premier trimestre, nous avons mentionné notre intention de déposer un rapport technique actualisé au troisième trimestre afin de réviser nos estimations, incluant celles associées à nos coûts en capital, à nos calendriers de production, à nos charges d'exploitation, à nos réserves et à nos ressources minérales. Nous évaluons actuellement un certain nombre d'initiatives stratégiques qui pourraient avoir des effets positifs sur ces estimations. Ce travail pourrait toutefois ne pas être achevé au troisième trimestre. Dès que nous aurons terminé notre évaluation, décidé des mesures à prendre les plus avantageuses et intégré ces résultats à notre plan minier, nous prévoyons déposer un rapport technique actualisé.
Nous continuons de viser la production initiale vers la moitié de 2013.
Cigar Lake est une composante clé de notre plan visant à doubler la production annuelle d'uranium à 40 millions de livres d'ici 2018, et nous nous consacrons à démarrer de manière sécuritaire la production de cet actif précieux.
Les services de combustibles
La production des services de combustible a totalisé 4,5 millions kgU au deuxième trimestre, soit le même volume qu'au deuxième trimestre de 2010.
Le volume de production au premier semestre de l'année en cours a été de 8,8 millions kgU contre 9,3 millions kgU au premier semestre de 2010. Nous avons subi des problèmes d'ordre fonctionnel à l'usine de conversion de Port Hope qui ont été résolus après une interruption de deux semaines. Au second trimestre, nous avions prévu l'arrêt de l'usine de dioxyde d'uranium afin de réduire les niveaux de stocks.
Nous estimons que la production totale en 2011 se situera entre 15 et 16 millions kgU.
Les personnes qualifiées
Les renseignements techniques et scientifiques divulgués dans ce document au sujet de nos propriétés matérielles (McArthur River/Key Lake, Inkai et Cigar Lake) ont été réunis sous la supervision des personnes suivantes qui disposent des qualifications requises pour la production du rapport technique NI 43-101 :
McArthur River/Key Lake
-- David Bronkhorst, le vice-président de l'exploitation minière du sud de
la Saskatchewan de Cameco
-- Les Yesnik, le directeur général de l'exploitation de Key Lake de Cameco
Inkai
-- Dave Neuberger, le vice-président de l'exploitation minière
internationale de Cameco
Cigar Lake
-- Grant Goddard, le vice-président de l'exploitation minière du Nord de la
Saskatchewan de Cameco
Avertissement au sujet des renseignements prospectifs
Ce document comporte des énoncés et des renseignements relatifs à nos attentes quant à l'avenir. Lorsque nous présentons notre stratégie, nos plans et nos performances financières et fonctionnelles futures, ou d'autres événements qui ne se sont pas encore produits, il s'agit de renseignements prospectifs ou d'énoncés prospectifs comme l'entendent les lois du Canada et des Etats-Unis en matière de valeurs mobilières. Nous les qualifions dans ce document de renseignements prospectifs.
Voici les notions clés à intégrer au sujet des renseignements prospectifs contenus dans ce document :
-- Ils comportent des mots et des expressions axées sur le futur, comme :
anticiper, estimer, s'attendre à, planifier, avoir l'intention, prédire,
but, cible, projet, potentiel, stratégie et perspectives (voir exemples
ci-dessous).
-- Ils représentent nos opinions actuelles, qui peuvent changer de manière
appréciable.
-- Ils sont fondés sur un certain nombre d'hypothèses matérielles, y
compris celles que nous avons exprimées dans ce document, pouvant
s'avérer fautives.
-- Les résultats et les événements réels peuvent différer de manière
appréciable de ce à quoi l'on s'attend, en raison des risques associés à
notre industrie. Une liste sur laquelle figurent certains de ces risques
matériels est présentée ci-dessous. Nous vous conseillons de réviser
également notre formulaire de rapport annuel et notre rapport de gestion
annuel, qui contiennent une analyse des autres risques matériels pouvant
faire en sorte que les résultats réels varient de manière appréciable
par rapport à nos attentes actuelles.
-- Les renseignements prospectifs sont conçus pour vous aider à comprendre
le point de vue actuel de la direction quant à nos perspectives à court
et à long terme, et pourraient ne pas être utiles à d'autres fins. Nous
n'actualiserons pas nécessairement ces renseignements à moins d'y être
contraints par les lois applicables en matière de valeurs mobilières.
Exemples de renseignements prospectifs contenus dans ce document :
-- nos attentes relatives à l'approvisionnement mondial futur en uranium,
à la consommation, à la demande et au nombre de réacteurs en activité,
incluant l'analyse sur les répercussions de la situation à la centrale
nucléaire de Fukushima au Japon
-- notre but visant à doubler la production annuelle d'ici 2018 à
40 millions de livres et nos attentes à savoir que les soldes de
trésorerie et les flux de trésorerie suffiront pour répondre aux
exigences anticipées sans avoir besoin d'un financement supplémentaire
considérable
-- les perspectives associées à chaque segment fonctionnel pour 2011 et les
perspectives consolidées pour l'année
-- nos attentes à savoir que les livraisons au quatrième trimestre
compteront pour près du tiers des volumes de ventes en 2011
-- nos attentes à savoir que nos obtiendrons de meilleurs résultats
financiers au troisième et au quatrième trimestre de 2011
-- nos attentes à savoir que nous investirons considérablement dans
l'expansion de la production dans les mines existantes et dans le
développement de projets dans le cadre de l'exécution de notre
stratégie de croissance
-- nos attentes à savoir que les soldes de trésorerie déclineront
graduellement à mesure que nous utiliserons les fonds dans nos
entreprises et que nous poursuivons l'exécution de nos plans de
croissance
-- nos plans d'avenir relatifs à chacune de nos propriétés d'exploitation
de l'uranium, aux projets de développement et aux projets sous
évaluation, ainsi qu'aux sites de services de combustible en service
-- notre objectif visant à démarrer la production initiale à Cigar Lake
vers la moitié de 2013
Risques matériels
-- les volumes de ventes ou les prix du marché pour tout produit ou service
s'avèrent plus bas que nous ne l'avions prévu pour quelque raison que ce
soit, incluant les variation des prix du marché ou la perte d'une part
de marché au profit d'un concurrent
-- nous sommes négativement affectés par les variations des taux de changes
des devises étrangères, des taux d'intérêt ou des taux d'imposition
-- nos coûts de production sont supérieurs à ceux planifiés, ou les
marchandises requises ne sont pas disponibles, ou ne sont pas
accessibles selon des conditions commerciales raisonnables
-- nos estimations relatives à la production, aux achats, aux coûts, aux
dépenses de fermetures ou de réclamations, ou à notre charge fiscale
s'avèrent inexactes
-- Nous sommes incapables de faire appliquer nos droits légaux dans le
cadre de nos accords, permis ou licences détenus actuellement, ou nous
sommes soumis à un litige ou à des procédures d'arbitrage dont le
résultat s'avère négatif
-- Il y a des lacunes ou des problèmes sur le plan des titres de propriétés
-- nos estimations relatives aux réserves et aux ressources minérales sont
erronées ou nous sommes aux prises avec des conditions géologiques,
hydrologiques et minières difficiles
-- nous sommes affectés par des risque environnementaux, sécuritaires et
réglementaires, incluant les fardeaux réglementaires et les retards
accrus
-- nous ne parvenons pas à conserver les permis et les autorisations
requises des autorités gouvernementales
-- nous sommes affectés par des risques politiques dans des pays en
développement ou nous sommes actifs
-- nous sommes affectés par le terrorisme, le sabotage, les blocus, les
accidents ou une détérioration du soutien politique ou de la demande en
ce qui concerne l'énergie nucléaire
-- nous subissons les effets des changements de réglementation ou de
l'opinion publique quant à la sécurité des centrales nucléaires,
affectant négativement la construction de nouvelles centrales, le
renouvellement de permis et la demande en uranium
-- Des changements sont apportés aux réglementations et aux politiques
gouvernementales qui nous affectent négativement, dont les impôts, les
lois et les politiques
-- nos fournisseurs d'uranium et de services de conversion ne parviennent
pas à respecter leurs échéanciers de livraison
-- nous accusons un retard ou nous ne parvenons par à y remédier et à
développer l'exploitation de Cigar Lake
-- nous subissons les effets de phénomènes naturels incluant la météo
défavorable, les incendies, les inondations et les séismes
-- nos activité sont perturbées en raison de problèmes associés à nos
installations ou à celles de nos clients, d'une pénurie de réactifs,
d'équipement, de pièces mécaniques et de matériel crucial à la
production, du manque de capacité de décantation, d'une pénurie de main-
d'ouvre, des problèmes de relations de travail, des grèves ou des lock-
out, des inondations sous-terraines, des éboulement, des bris de digues
à rejets, et d'autres risques associés au développement et à
l'exploitation
Hypothèses matérielles
-- nos attentes relatives aux volumes des ventes et des achats, au prix de
l'uranium, ainsi qu'aux services de combustible et d'électricité
-- nos attentes relatives à la demande d'uranium, à la construction de
centrales nucléaires et au renouvellement des permis d'exploitation des
centrales nucléaires existantes qui ne seront pas affectées par les
changements observés sur le plan de la réglementation ou de l'opinion
publique quant à la sécurité des nucléaires
-- nos coûts de production prévus
-- nos attentes associées aux prix aux comptant et aux prix réalisé de
l'uranium, et à d'autres facteurs énoncés dans l'analyse de sensibilité
des prix de l'uranium qui figure sur le rapport de gestion du second
trimestre
-- nos attentes relatives aux taux d'imposition, aux taux de change des
devises étrangère et aux taux d'intérêt
-- nos dépenses de fermetures et de réclamation
-- nos estimations des réserves et des ressources minérales
-- Les conditions géologiques, hydrologique et les autres conditions
environnementales de nos exploitations minières
-- Le succès de la restauration et du développement de notre exploitation
de Cigar Lake
-- notre capacité à maintenir la livraison de nos produits et services
selon les quantités souhaitées et les échéanciers imposés
-- notre capacité à nous conformer aux exigences réglementaires actuelles
et futures en matière d'environnement, de sécurité, etc., et à obtenir
et à conserver les autorisations légales requises
-- nos opérations ne sont pas perturbées outre mesure en raison de
l'instabilité politique, de la nationalisation, du terrorisme, du
sabotage, des blocus, des défaillances, des désastres naturels,
d'actions gouvernmentales ou politiques, de litiges ou des procédure
d'arbitrage, de la pénurie de réactifs, d'équipement, de pièces
mécaniques ou du matériel cruciaux à la production, de pénuries de main
d'ouvre, de problèmes de relations de travail, de grèves ou de lock-out,
d'inondations sous-terraines, d'éboulements, de défaillances des digues
de rejets, d'un manque de capacité de décantation et d'autres risques
associés au développement et à l'exploitation
Avis concernant les dividendes trimestriels
Nous avons annoncé aujourd'hui que notre conseil de direction a approuvé un dividende trimestriel de 0,10 $ par action sur les actions ordinaires en circulation de la société qui est payable le 14 octobre 2011 aux actionnaires enregistrés avant la clôture des marchés le 30 septembre 2011.
Téléconférence
Nous vous invitons à assister à notre téléconférence du second trimestre le jeudi 4 août 2011 à 13 h, heure de l'Est.
L'appel sera ouvert à tous les investisseurs ainsi qu'aux médias. Pour assister à l'appel, veuillez composer le (800) 769-8320 (Canada et E.-U.) ou le (416) 695-6622. Un(e) téléphoniste acheminera votre appel. Une diffusion en direct de l'appel sera présentée depuis un lien sur le site cameco.com. Vous pouvez obtenir le lien sur notre page d'accueil le jour de l'appel.
Une version enregistrée de la réunion sera disponible sur notre site Web peu après l'appel et en post exposition jusqu'à minuit, heure de l'Est, le 4 septembre 2011 au (800) 408-3053 (Canada et E.-U.) ou au (905) 694-9451 (mot de passe 4225264 #).
Renseignements supplémentaires
Vous pouvez trouver une copie de notre rapport de gestion du second trimestre et de nos états financiers intermédiaires sur notre site Web au cameco.com, sur le site du SEDAR au sedar.com et sur EDGAR au sec.gov/edgar.shtml.
Des renseignements supplémentaires, incluant notre rapport de gestion annuel 2010, les états financiers annuels et le formulaire d'information, sont accessibles sur le site du SEDAR au sedar.com, sur EDGAR au sec.gov/edgar.shtml et sur notre site Web au cameco.com.
Profil
Nous constituons l'un des plus grands producteurs d'uranium au Canada, un important prestataire de services de conversion et l'un des deux fabricants de réacteurs Candu. Notre position concurrentielle est fondée sur notre intérêt majoritaire dans les plus grandes réserves minérales de haute qualité et dans des exploitations parmi les moins coûteuses dans le monde. Nos produits d'uranium sont utilisés pour générer de l'énergie propre dans les centrales nucléaires de partout sur la planète, y compris de l'Ontario où nous bénéficions d'un partenariat limité dans la plus grande centrale nucléaire en Amérique du Nord. Nous effectuons également des opérations d'exploration afin de trouver de l'uranium en Amérique, en Australie et en Asie. Nos titres s'échangent à la Bourse de Toronto et de New York, et notre siège est situé à Saskatoon en Saskatchewan.
Tel qu'employés dans ce communiqué de presse, les termes "nous", "notre", "nos" et Camco se rapportent à Cameco Corporation et ses filiales ainsi que ses sociétés affiliées sauf avis contraire.
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Renseignements:
Requêtes d'investisseurs
Rachelle Girard
(306) 956-6403
Requêtes médiatiques
Murray Lyons
(306) 956-8064
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