12 / 02 / 2007 12h35
Cameco annonce des revenus, des bénéfices et des flux de trésorerie sans précédent pour 2006
SASKATOON, SASKATCHEWAN--(CCNMatthews - 12 fév. 2007) - Cameco Corporation (TSX:CCO) (NYSE:CCJ) communiquait aujourd'hui ses résultats financiers non vérifiés pour le quatrième trimestre et pour l'exercice terminés le 31 décembre 2006. Toutes les données du présent communiqué sont en dollars canadiens, sauf avis contraire. Pour un examen plus détaillé de nos résultats financiers, se reporter à la rubrique Examen et analyse par la direction (EAD) qui suit le présent communiqué.
Le président et chef de la direction de Cameco, M. Jerry Grandey, a déclaré : "La Société a enregistré des revenus, des bénéfices et des flux de trésorerie sans précédent en 2006, en dépit de la baisse de bénéfice enregistrée au quatrième trimestre, par rapport à l'exercice précédent. Comme nous l'avons précisé, les résultats trimestriels ne sont pas un bon indice des résultats annuels de Cameco et ceux du quatrième trimestre le confirment bien."
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Faits saillants d'ordre financier
(en millions $, sauf Trimestres Variation Exercices Variation
les données terminés en terminés en
sur les actions) le 31 déc. % le 31 déc. %
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2006 2005 2006 2005
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Revenu (a) 512 522 (2) 1 832 1 313 40
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Bénéfice d'exploitation 36 59 (39) 335 121 177
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Flux de trésorerie fourni par
l'exploitation (b) 13 91 (86) 418 278 50
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Bénéfice net 40 83 (52) 376 215 75
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Bénéfice par action (BPA) -
avant dilution ($) 0,11 0,24 (54) 1,07 0,62 73
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BPA - après dilution ($) 0,11 0,23 (52) 1,02 0,60 70
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BPA - après ajustement
et dilution ($) 0,11 0,21 (48) 0,75 0,58 29
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Bénéfice net ajusté (c) 40 76 (47) 274 208 32
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(a) En 2006, le revenu provenant de Bruce Power Limited Partnership
(BPLP) a fait l'objet d'une consolidation proportionnelle. En 2005,
le revenu consolidé comprenait la part relative de Cameco du revenu
de BPLP, à la suite de la restructuration du partenariat le 31
octobre 2005. Avant cette date, notre méthode de comptabilisation
pour BPLP appliquait la valeur de consolidation.
(b) Après les modifications liées au fonds de roulement.
(c) Le bénéfice net pour 2006 a été ajusté de manière à exclure une
récupération d'impôts futurs de 73 millions $ (0,19 $ par action
après dilution) en rapport avec des baisses des taux d'imposition
fédéraux et provinciaux et il a été ajusté pour exclure un gain de
29 millions $ (0,08 $ par action après dilution) lié à la vente de
notre participation dans la coentreprise Fort à la Corne. Le
bénéfice net pour le trimestre et pour l'exercice terminés le 31
décembre 2005 a été ajusté pour exclure un bénéfice net de 69
millions $ (0,19 $ par action après dilution) lié au gain sur la
vente d'actions d'Energy Resources of Australia Ltd ainsi qu'une
perte nette de 62 millions $ (0,17 $ par action après dilution) liée
à la restructuration de Bruce Power Limited Partnership. Le bénéfice
net ajusté est une mesure non PCGR permettant de présenter une
comparaison représentative des résultats financiers.
Quatrième trimestre
Pour les trois mois terminés le 31 décembre 2006, notre bénéfice net a été de 40 millions $ (0,11 $ par action après dilution), soit 43 millions $ de moins que le bénéfice net de 83 millions $ (0,23 $ par action après dilution) comptabilisé en 2005. La baisse est attribuable à la baisse du bénéfice des entreprises d'électricité et d'or et à une charge de 20 millions $ (avant impôts) à Cigar Lake. La dépréciation se traduit par une charge de 15 millions $ (avant impôts) au quatrième trimestre de 2006. En outre, nous avons comptabilisé des frais de 5 millions $ (avant impôts) en rapport avec les travaux correctifs liés au projet.
Les flux de trésorerie provenant de l'exploitation au quatrième trimestre de 2006 ont été de 13 millions $, à comparer à 91 millions $ en 2005. La baisse de 78 millions $ est liée à la baisse des flux de trésorerie provenant des entreprises d'or et d'électricité.
Dans notre entreprise d'uranium, le bénéfice avant impôts a baissé à 49 millions $, depuis 71 millions $ au quatrième trimestre de l'exercice précédent, en raison surtout de la baisse du chiffre des ventes comptabilisé pour le trimestre. Par rapport au quatrième trimestre de 2005, le revenu provenant de notre entreprise d'uranium a baissé de 76 millions $, à 242 millions $, la hausse de 36 % du prix de vente réalisé (en dollars US) ayant été plus qu'annulée par la baisse de 42 % du chiffre des ventes affiché.
Les chiffres de ventes ont baissé en raison du calendrier des livraisons des produits vendus, qui sont à la discrétion de nos clients. Au cours des dernières années, les livraisons ont été plus massives au quatrième trimestre. En 2006, le calendrier des livraisons durant l'année a été inhabituel : une plus forte concentration a été enregistrée au premier trimestre et une concentration plus faible, au quatrième trimestre.
En outre, au quatrième trimestre, nous avons reporté le revenu lié à une partie de notre chiffre de ventes en raison de nos emprunts de produits de réserve. Comme on l'a déjà précisé, Cameco a négocié avec deux de ses clients des accords d'emprunt de produits de réserve. Le 31 décembre 2006, Cameco n'avait pas emprunté de matières en vertu des accords d'emprunts de réserve. Toutefois, que des matières soient empruntées ou non, nous reportons la comptabilisation du revenu provenant des ventes à des contreparties aux accords d'emprunt de produits de réserve, jusqu'à concurrence de la limite des emprunts (5,6 millions de livres). Ceci est conforme aux normes comptables. Ainsi donc, au quatrième trimestre de 2006, Cameco a reporté un revenu de 22 millions $ ainsi que les frais associés liés aux ventes de 1,2 million de livres d'U3O8. Le profit brut lié aux ventes reportées a été de 3 millions $.
Le prix réalisé moyen en dollars canadiens a augmenté de 30 %, le dollar canadien plus ferme par rapport à la devise américaine ayant eu un effet modérateur, la plus grande partie de nos ventes étant libellée en dollars américains. La hausse du prix réalisé moyen résulte de la hausse des prix prévus dans les contrats à prix ferme et de la progression du prix au comptant de l'uranium, qui a été en moyenne de 65,21 $ (US) la livre au quatrième trimestre de 2006, contre 34,79 $ (US) au trimestre correspondant de 2005.
Le 23 octobre 2006, Cameco a annoncé qu'une venue d'eau à Cigar Lake avait inondé les ouvrages de développement souterrain.
Les ingénieurs et les conseillers de Cameco ont élaboré un plan par étapes visant la remise en état des ouvrages souterrains à Cigar Lake. La première étape du plan correctif comporte le forage de trous jusqu'à la source de la venue d'eau et jusqu'à un tunnel voisin qui pourrait devoir être consolidé, le pompage de béton par les trous de forage, l'étanchéification de la zone d'infiltration par cimentation et le forage de trous d'évacuation de l'eau. Les étapes ultérieures comportent l'évacuation de l'eau de la mine, la congélation du sol dans le secteur d'infiltration d'eau, la remise en état des secteurs souterrains et la reprise du développement minier. L'approbation des autorités de réglementation est nécessaire pour chaque étape du plan correctif.
Nous avons terminé huit des quatorze trous de forage prévus pour consolider et étanchéifier la zone de la venue d'eau. Deux foreuses sont sur place et elles sont utilisées sans cesse, vingt-quatre heures par jour. On coulera du béton à deux endroits : l'un situé près de l'éboulement de roches pour étanchéifier la zone d'infiltration, et l'autre, dans un tunnel voisin pour assurer la consolidation de la zone. Environ trois cents mètres cubes de béton ont été coulés dans la zone de consolidation.
Cameco avait déjà prévu présenter en février 2007 des estimations préliminaires des coûts en capital et des calendriers des travaux correctifs. Cameco prépare actuellement un rapport technique sur Cigar Lake afin de se conformer aux exigences de la Norme canadienne 43-101 des Autorités canadiennes en valeurs mobilières, qui réglementent l'information que doivent fournir les sociétés ouvertes en matière d'exploration et d'exploitation minière. Nous prévoyons terminer et communiquer le rapport technique à la fin de mars 2007. Un rapport technique est exigé à l'appui de l'information sur les travaux correctifs entrepris à Cigar Lake.
Nous prévoyons communiquer la prochaine mise à jour sur le statut de Cigar Lake le 1er mars 2007.
Dans le cas des services de combustible, le bénéfice avant impôts a progressé à 11 millions $ au quatrième trimestre de 2006, depuis 5 millions $ à la période correspondante de 2005.
Le bénéfice avant impôts de Cameco provenant de BPLP s'est chiffré à 13 millions $ au quatrième trimestre, à comparer à 30 millions $ à la période correspondante de 2005. Cette baisse en 2006 est attribuable à la baisse du prix réalisé, compensée en partie par la baisse des frais d'exploitation. Pour le trimestre, le prix réalisé moyen de l'électricité a été de 46 $ le MWh, à comparer à 57 $ le MWh au quatrième trimestre de 2005. En termes de MWh, les frais d'exploitation au quatrième trimestre de 2006 ont été de 38 $ le MWh, à comparer à 42 $ le MWh au quatrième trimestre de 2005.
Exercice 2006 complet
En 2006, notre bénéfice net a été de 376 millions $ (1,02 $ par action après dilution). Notre bénéfice net ajusté a été de 274 millions $ (0,75 $ par action après ajustement et dilution), soit 66 millions $ de plus que le bénéfice net ajusté de 208 millions $ (0,58 $ par action après ajustement et dilution) comptabilisé en 2005, en raison de l'amélioration des résultats des entreprises d'uranium et d'or. Notre bénéfice a subi l'effet négatif de la baisse du bénéfice provenant de BPLP, des charges liées à l'inondation de Cigar Lake et de la hausse des frais d'administration.
En 2006, Cameco a généré des flux de trésorerie d'exploitation de 418 millions $, à comparer à 278 millions $ en 2005. La hausse de 140 millions $ reflète la progression du revenu, par rapport à 2005, et la consolidation proportionnelle des résultats de BPLP en 2006.
Le 31 décembre 2006, notre coefficient d'endettement net (capitaux empruntés consolidés/fonds propres) était de 12 %, en hausse depuis 9 % à la fin de 2005. En 2006, nous avons utilisé l'encaisse disponible pour racheter des débentures de 150 millions $, au total.
Monsieur Grandey a précisé : "Notre Société est en bonne santé financière. Nous avons les ressources, l'expertise et la vision nécessaires au réinvestissement dans nos actifs principaux, à l'expansion de notre programme global d'exploration et à la recherche d'occasions d'expansion."
Perspectives pour le premier trimestre de 2007
Nous prévoyons que le revenu consolidé au premier trimestre de 2007 sera environ 20 % moins élevé que celui du quatrième trimestre de 2006. Ceci est attribuable à la baisse prévue du chiffre des ventes d'uranium et de produits de conversion ainsi qu'à la baisse de la production d'or prévue. La baisse est compensée en partie par une hausse prévue de 5 % du revenu de l'entreprise d'électricité, résultant de la hausse des prix réalisés prévus.
Les prévisions pour le premier trimestre supposent que la capacité des services commerciaux de Cameco ne changera pas beaucoup sur le plan de la prestation des produits et des services et que nos estimations actuelles des prix et des chiffres ne seront pas très différentes.
Perspectives pour l'exercice 2007
Cameco prévoit que le revenu consolidé en 2007 progressera d'environ 25 %, par rapport à 2006, en raison de la hausse du revenu provenant de l'uranium et des services de combustibles. Dans l'entreprise d'uranium, nous prévoyons une hausse du revenu d'environ 45 % en raison de la hausse du prix réalisé moyen en vertu de nos contrats, par rapport à 2006. La prévision portant sur l'entreprise d'uranium ne comprend pas tous les ajustements prévus liés à l'incident de venue d'eau à Cigar Lake, puisque ceux-ci sont en voie de finalisation et supposent que les arrangements d'emprunt de produits en place soient maintenus sans modification. Nous pourrions bien envisager mettre fin à une partie des emprunts de produits ou même à l'ensemble de ceux-ci. Lorsqu'on exclut l'effet de tout report lié aux emprunts de produits, nos prévoyons que le revenu de l'uranium augmentera d'environ 50 % en 2007, en raison surtout de la hausse des prix réalisés.
Nous prévoyons aussi que le revenu provenant de l'entreprise de services de combustible sera d'environ 20 % supérieur à celui de 2006 en raison de la hausse prévue de 10 % des livraisons et de la progression du prix de vente réalisé moyen.
Nous prévoyons que le revenu de BPLP en 2007 sera 18 % plus élevé qu'en 2006, en raison presque exclusivement de la hausse des prix réalisés prévus. Cette perspective pour BPLP suppose que les réacteurs B réaliseront le facteur de capacité ciblé d'au moins 90 %.
Nous prévoyons que la production d'or en 2007 (base de 100 %) s'inscrira dans la fourchette de 700 000 à 720 000 onces, en hausse depuis 587 000 onces en 2006. Le revenu de l'or devrait augmenter d'environ 20 % en 2007, par rapport à 2006.
Les perspectives financières décrites ci-dessus pour la Société sont fondées sur les hypothèses clés suivantes :
- aucun changement important à nos estimations visant le chiffre de ventes, les achats et les prix;
- aucune perturbation de l'approvisionnement provenant de nos installations ou de tiers; et
- un taux de change au comptant US/CA de 1,16 $.
En 2007, le taux d'imposition réel devrait s'inscrire dans la fourchette de 15 % à 20 %. Notre taux d'imposition prévu varie par rapport au taux d'imposition statutaire canadien, en raison surtout de différences entre les taux d'imposition canadiens et les taux applicables aux filiales d'autres pays. Cette fourchette est retenue puisqu'on prévoit que la distribution du bénéfice entre les diverses compétences fiscales sera moins importante dans le cas des filiales étrangères, par rapport à 2006.
Nous prévoyons qu'en 2007, le total des dépenses d'immobilisations, y compris celles de l'entreprise d'or, croîtra de 12 % et atteindra 517 millions $. Ce montant ne comprend pas les dépenses liées à Cigar Lake. Les dépenses d'immobilisations mises à jour pour Cigar Lake devraient être accessibles à la fin de mars 2007.
Les énoncés contenus dans le présent communiqué de presse, qui ne sont pas des faits ou des données rétrospectives, sont des énoncés prospectifs; ils comportent des risques, des incertitudes et d'autres facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent sensiblement de ceux exprimés ou implicites dans ces énoncés prospectifs. Pour plus de précisions sur ces facteurs, se reporter à la rubrique intitulée "Mise en garde concernant l'information à caractère prospectif", à la rubrique EAD, qui suit le présent communiqué.
Avis de dividende trimestriel
Cameco a annoncé aujourd'hui que le conseil d'administration de la Société a approuvé un dividende trimestriel de 0,05 $ par action sur les actions ordinaires en circulation de la Société, à verser le 13 avril 2007 aux actionnaires inscrits à la clôture du marché le 30 mars 2007.
Conférence téléphonique
Cameco vous invite à participer à la conférence téléphonique sur son quatrième trimestre prévue pour le mercredi 7 février 2007, à 10 h 00, heure de l'Est (9 h 00, heure de Saskatoon).
Tous les investisseurs et les représentants des médias sont invités à participer à la conférence. Les représentants des médias seront invités à poser des questions à la fin de la conférence. Pour participer à la conférence du mercredi 7 février, veuillez composer le (416) 695-6120 ou le (888) 789-0150 (Canada et Etats-Unis). Une transmission audio de la conférence sera accessible sur notre site internet, au cameco.com. Se reporter au lien figurant à la page d'accueil le jour de la conférence.
Un enregistrement de la conférence sera accessible :
- sur notre site internet, au cameco.com, peu de temps après la conférence, et
- sur post view, jusqu'à minuit, heure de l'Est, le mercredi 21 février 2007, en composant le (416) 695-5275 ou le (888) 509-0081 (code d'accès : 638429).
Renseignements supplémentaires
Des renseignements supplémentaires sur Cameco, notamment sa notice annuelle, sont accessibles au SEDAR, au sedar.com, et sur le site internet de la Société, au cameco.com.
Profil
Cameco, dont le siège social est établi à Saskatoon, en Saskatchewan, est la plus importante société de production d'uranium au monde, un grand fournisseur de services de conversion et l'un des deux fabricants de combustibles Candu au Canada. Sa position concurrentielle est basée sur la propriété des plus grandes réserves à haute teneur au monde et sur ses faibles frais d'exploitation. Les produits d'uranium de Cameco servent à produire de l'électricité propre dans des centrales nucléaires du monde entier, notamment en Ontario, où la Société participe à un partenariat qui exploite la plus importante centrale d'électricité nucléaire de l'Amérique du Nord. La Société poursuit également des travaux d'exploration d'uranium en Amérique du Nord et en Australie et elle détient une participation majoritaire dans une société aurifère du tiers intermédiaire. Les actions de Cameco se négocient aux bourses de Toronto et de New York.
Examen et analyse par la direction portant sur le quatrième trimestre de 2006
L'examen qui suit portant sur la situation financière et les résultats d'exploitation de Cameco Corporation devrait être lu de concert avec les états financiers consolidés non vérifiés et avec les notes afférentes pour la période terminée le 31 décembre 2006, avec les états financiers consolidés vérifiés de la Société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005, et avec l'examen et l'analyse par la direction (EAD) des états financiers vérifiés, tous deux inclus dans le Rapport annuel de 2005. Les états financiers ont été préparés conformément aux principes comptables généralement reconnus au Canada (PCGR). Le Rapport annuel de 2005 est accessible au site internet de la Société, au cameco.com.
Les énoncés contenus dans le présent EAD, qui ne sont pas des faits ou des données rétrospectives, sont des énoncés prospectifs; ils comportent des risques, des incertitudes et d'autres facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent sensiblement de ceux exprimés ou implicites dans ces énoncés prospectifs. Pour plus de précisions sur ces facteurs, se reporter à la rubrique intitulée "Mise en garde concernant l'information à caractère prospectif", du présent EAD, et à la rubrique intitulée "Risques et gestion des risques" sous la rubrique EAD du Rapport annuel de 2005 de la Société.
Nota : Toutes les données sont en dollars canadiens, sauf avis
contraire.
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Trimestres Exercices Variation
terminés terminés en
le 31 déc. le 31 déc. %
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Faits saillants d'ordre financier 2006 2005 2006 2005
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Revenu (en millions $) (a) 512 522 1 832 1 313 40
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation
(en millions $) 36 59 335 121 177
------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie fourni
par l'exploitation (b)
(en millions $) 13 91 418 278 50
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (en millions $) 40 83 376 215 75
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice par action (BPA)
- avant dilution ($) 0,11 0,24 1,07 0,62 73
------------------------------------------------------------------------
BPA - après dilution ($) 0,11 0,23 1,02 0,60 70
------------------------------------------------------------------------
BPA - après ajustement
et dilution ($) 0,11 0,21 0,75 0,58 29
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net ajusté
(en millions $) (c) 40 76 274 208 32
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Prix moyen de l'uranium
au comptant (U3O8)
(en $US/lb d'U3O8) 65,21 34,79 49,60 28,67 73
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Prix réalisé moyen de l'uranium
- en $US/lb d'U3O8 22,35 16,40 20,62 15,45 34
- en $CA/lb d'U3O8 26,62 20,51 24,72 20,14 23
------------------------------------------------------------------------
Prix réalisé moyen de l'électricité
par mégawattheure (en $/MWh) 46 57 48 58 (17)
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Prix au comptant moyen de
l'électricité en Ontario
(en $/MWh) 43 71 46 68 (32)
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Prix réalisé moyen de l'or
(en $US/once) 604 476 597 433 38
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Prix moyen de l'or au comptant
(en $US/once) 606 485 602 445 35
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(a) En 2006, le revenu provenant de Bruce Power Limited Partnership
(BPLP) a fait l'objet d'une consolidation proportionnelle. En 2005,
le revenu consolidé incluait la part relative de Cameco du revenu de
BPLP, à la suite de la restructuration du partenariat le 31 octobre
2005. Avant cette date, notre méthode de comptabilisation pour BPLP
appliquait la valeur de consolidation.
(b) Après modifications liées au fonds de roulement.
(c) Le bénéfice net pour 2006 a été ajusté de manière à exclure une
récupération d'impôt futur de 73 millions $ (0,19 $ par action après
dilution), relative à des baisses des taux d'imposition fédéraux et
provinciaux, et il a été ajusté pour exclure un gain de 29 millions
$ (0,08 $ par action après dilution) lié à la vente de notre
participation dans la coentreprise Fort à la Corne. Le bénéfice net
pour le trimestre et pour l'exercice terminés le 31 décembre 2005 a
été ajusté de manière à exclure 69 millions $ (0,19 $ par action
après dilution) de bénéfice net lié au gain sur la vente d'actions
d'Energy Resources of Australia Ltd ainsi que 62 millions $ (0,17 $
par action après dilution) de perte nette liée à la restructuration
de Bruce Power Limited Partnership. Le bénéfice net ajusté est une
mesure non PCGR permettant de présenter une comparaison
représentative des résultats financiers.
RESULTATS FINANCIERS
Bénéfices consolidés
Quatrième trimestre
Pour les trois mois terminés le 31 décembre 2006, notre bénéfice net a été de 40 millions $ (0,11 $ par action après dilution), soit 43 millions $ de moins que le bénéfice net de 83 millions $ (0,23 $ par action après dilution) comptabilisé en 2005. La baisse est attribuable à la baisse du bénéfice dans les entreprises d'électricité et d'or et à une charge de 20 millions $ (avant impôts) à Cigar Lake. Comme le précisait notre rapport sur le troisième trimestre, nous devons déprécier la valeur des actifs perdus lors de l'inondation de Cigar Lake. La dépréciation se traduit par une charge de 15 millions $ (avant impôts) au quatrième trimestre de 2006. En outre, nous avons comptabilisé des frais de 5 millions $ (avant impôts) liés à des travaux correctifs au projet. Pour obtenir des précisions pour le quatrième trimestre concernant les résultats des entreprises d'uranium, de services de combustible, d'électricité et d'or, se reporter à la rubrique "Résultats financiers sectoriels", dans les pages qui suivent.
Au quatrième trimestre de 2006, le total des frais liés à l'administration, à l'exploration, aux intérêts et aux autres frais a été de 62 millions $, soit 6 millions $ de plus qu'à la période correspondante de 2005. Les frais d'administration ont été de 14 millions $ plus élevés, en raison surtout de l'accroissement des coûts de 4 millions $ à Centerra Gold Inc. (filiale de Cameco à hauteur de 53 %), des améliorations apportées aux systèmes d'information et de traitement (3 millions $), de la conformité à Sarbanes-Oxley (2 millions $), du développement commercial (1 million $) et de la hausse des coûts liés à la main-d'oeuvre (1 million $).
Les frais d'exploration ont baissé de 3 millions $, et se sont chiffrés à 15 millions $, et les frais d'exploration d'uranium ont baissé de 2 millions $, pour se chiffrer à 7 millions $ (concentrés surtout en Saskatchewan, en Australie et au Nunavut). Les frais d'exploration d'or chez Centerra ont baissé de 1 million $ par rapport au quatrième trimestre de 2005.
Les frais d'intérêt et autres frais ont baissé de 5 millions $ en raison de la hausse du revenu d'intérêts sur les soldes de trésorerie plus élevés (7 millions $) et des gains de change (3 millions $), annulée en partie par les pertes au cours du marché sur des contrats sur devises étrangères qui ne sont pas désignés comme couverture (5 millions $).
Au quatrième trimestre de 2006, nous avons comptabilisé une récupération nette d'impôts sur le bénéfice de 9 millions $. Au cours du trimestre, Centerra a comptabilisé 10 millions $ au poste des récupérations liées surtout à des pertes à son exploitation Kumtor. Cette partie de notre revenu imposable au Canada a été relativement faible pour le trimestre en raison des charges liées aux travaux correctifs de Cigar Lake et de la baisse du bénéfice provenant de BPLP. Notre taux d'imposition varie par rapport au taux d'imposition statutaire canadien, en raison surtout de différences entre les taux d'imposition canadiens et les taux applicables aux filiales d'autres pays.
Le bénéfice provenant de l'exploitation a baissé à 36 millions $ au quatrième trimestre de 2006, depuis 59 millions $ au quatrième trimestre de 2005. La marge bénéficiaire brute cumulée a progressé au quatrième trimestre, à 23 %, depuis 22 % en 2005.
Exercice 2006 complet
Au deuxième trimestre de 2006, Cameco a comptabilisé une récupération hors trésorerie de 73 millions $ d'impôt futur en rapport avec des baisses des taux d'imposition fédéraux et provinciaux du bénéfice. Au troisième trimestre de 2006, Cameco avait comptabilisé un gain après impôts de 29 millions $ sur la vente de ses intérêts dans la coentreprise Fort à la Corne. Le bénéfice consolidé dont il est question ci-dessous est ajusté de manière à exclure ces postes aux fins de comparaison des résultats financiers d'une période à l'autre. Une mesure non PCGR, le bénéfice net ajusté devrait être tenu comme complémentaire; cette mesure ne remplace pas l'information financière connexe préparée conformément aux PCGR.
En 2006, notre bénéfice net a été de 376 millions $ (1,02 $ par action après dilution). Notre bénéfice net ajusté a été de 274 millions $ (0,75 $ par action après ajustement et dilution), soit 66 millions $ de plus que le bénéfice net ajusté de 208 millions $ (0,58 $ par action après ajustement et dilution) comptabilisé en 2005, en raison de l'amélioration des résultats des entreprises d'uranium et d'or. Notre bénéfice a été affecté par la baisse du bénéfice provenant de BPLP, par les charges liées à l'inondation de Cigar Lake et par la hausse des frais d'administration.
Pour obtenir des précisions pour l'exercice à ce jour concernant les entreprises d'uranium, de services de combustible, d'électricité et d'or, se reporter à la rubrique "Résultats financiers sectoriels", dans les pages qui suivent.
Pour l'exercice à ce jour, le total des frais liés à l'administration, à l'exploration, aux intérêts et aux autres frais a été de 200 millions $, soit 18 millions $ de plus qu'à la période correspondante de 2005. Les frais d'administration ont été de 33 millions $ plus élevés en raison surtout d'une hausse de 11 millions $ des coûts chez Centerra, en rapport avec les rémunérations fondées sur actions et le développement commercial. En outre, Cameco a comptabilisé des dépenses accrues au titre de la rémunération fondée sur des actions, attribuables surtout à la hausse du cours des actions (4 millions $) et à la hausse des charges liées à la conformité à Sarbanes-Oxley (7 millions $), aux améliorations des méthodes commerciales (5 millions $) et à la hausse des frais liés à la main-d'oeuvre (4 millions $).
En 2006, les frais d'exploration ont été de 58 millions $, en hausse de 1 million $ par rapport à 2005. Les dépenses d'exploration d'uranium ont augmenté à 32 millions $, depuis 26 millions $ en 2005. Dans l'entreprise d'or, Centerra, filiale de Cameco, détenue à hauteur de 53 %, a abaissé ses dépenses d'exploration de 5 millions $, à 26 millions $.
Les frais d'intérêt et autres frais ont été de 16 millions $ moins élevés qu'en 2005, en raison surtout de la hausse du revenu d'intérêt sur les soldes de trésorerie (22 millions $), annulée en partie par la hausse des frais d'intérêts bruts (5 millions $) liés surtout à la consolidation proportionnelle de BPLP.
En avril 2006, le gouvernement de la Saskatchewan a modifié le régime fiscal provincial pour permettre une baisse de 5 % du taux d'imposition général du bénéfice des sociétés. Le taux d'imposition provincial baisse de 17 % à 12 %, sur une période de trois ans, à compter du 1er juillet 2006. En mai, le gouvernement fédéral a présenté des modifications à la Loi de l'impôt sur le revenu du Canada prévoyant une baisse de 2 % du taux d'imposition général du bénéfice des sociétés. Le taux d'imposition fédéral passera donc du niveau antérieur de 21 %, à 19 %, sur une période de trois ans, à compter de 2008. En outre, des amendements ont également été présentés visant l'élimination de la surtaxe sur les sociétés, ce qui aura pour résultat concret d'abaisser le taux d'imposition fédéral de 1 %, à compter de 2008.
Selon la réglementation comptable canadienne, l'effet cumulé d'un changement de la législation fiscale sur les éléments d'actif et de passif liés à l'impôt futur est inclus dans les états financiers d'une société au cours de la période d'application substantielle. Cameco a donc abaissé sa provision au bilan pour impôts futurs et a comptabilisé un ajustement fiscal hors trésorerie de 73 millions $ (0,19 $ par action après dilution) au deuxième trimestre de 2006.
En outre, on a reçu confirmation de l'admissibilité aux fins de l'impôt de la surcharge provinciale sur les ressources imposée par la Saskatchewan pour les années antérieures à 2001. On a donc comptabilisé une baisse de 17 millions $ au poste des impôts futurs.
Notre taux d'imposition réel a baissé à 6 % en 2006, depuis 20 % en 2005, une proportion moindre du bénéfice total étant imposable au Canada. Le taux réel pour 2006 exclut la récupération de 73 millions $ liée à la modification des taux d'imposition et la récupération de 17 millions $ attribuable à l'admissibilité des surcharges sur les ressources. Le taux d'imposition réel pour 2005 est fondé sur le bénéfice net ajusté et exclut aussi 10 millions $ de récupération liée à l'admissibilité des surcharges sur les ressources.
Le bénéfice provenant de l'exploitation a progressé à 335 millions $ en 2006, depuis 121 millions $ en 2005. La marge bénéficiaire brute cumulée a augmenté à 28 % en 2006, depuis 23 % en 2005, en raison de l'amélioration du prix réalisé pour l'uranium et pour l'or.
Résultats financiers trimestriels (en millions $ sauf les données sur
les actions)
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Faits saillants 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
T4 T3 T2 T1 T4 T3 T2 T1
--------------------------------------------
Revenu 512 360 417 542 522 287 287 216
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 40 73 150 112 83 79 34 20
------------------------------------------------------------------------
BPA - avant dilution ($) 0,11 0,21 0,43 0,32 0,24 0,23 0,10 0,06
------------------------------------------------------------------------
BPA - après dilution ($) 0,11 0,20 0,40 0,30 0,23 0,22 0,10 0,06
------------------------------------------------------------------------
BPA - après ajustement
et dilution ($) 0,11 0,12 0,21 0,30 0,21 0,22 0,10 0,06
------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie provenant
de l'exploitation 13 79 40 286 91 148 (45) 84
------------------------------------------------------------------------
Le revenu de 512 millions $ au quatrième trimestre de 2006 a été 42 % plus élevé que celui du troisième trimestre, en raison de la progression du chiffre des ventes et de l'amélioration des prix dans les entreprises d'uranium et de services de combustible. Le revenu est lié au calendrier des livraisons de nos entreprises d'uranium et de services de combustible, et il a tendance à être plus élevé au quatrième trimestre. Toutefois, en 2006, les livraisons ont été plus importantes au premier trimestre de l'exercice.
Le bénéfice net ne suit pas la même tendance directe que le revenu parce que les résultats passés ont été nettement influencés par les résultats de BPLP. Avant le 1er novembre 2005, la comptabilisation à la valeur de consolidation était appliquée à l'investissement dans BPLP et aucun revenu ou coût de BPLP n'était donc comptabilisé. Le 1er novembre 2005, Cameco a adopté la consolidation proportionnelle des résultats financiers de BPLP. Pour 2006, nous avons inclus notre part du revenu, des dépenses et des flux de trésorerie provenant des réacteurs de Bruce B. L'ajustement de notre méthode de comptabilisation pour BPLP ne modifie pas la présentation de notre bénéfice net.
Les flux de trésorerie provenant de l'exploitation ont tendance à fluctuer en raison pour une bonne part du calendrier des livraisons et des achats de produits faits dans les entreprises de production d'uranium et de services de combustible.
Flux de trésorerie
Au quatrième trimestre de 2006, nous avons généré des flux de trésorerie de 13 millions $ provenant de l'exploitation, contre 91 millions $ en 2005. La baisse de 78 millions $ est liée à la baisse des flux de trésorerie provenant des entreprises d'or et d'électricité.
En 2006, nous avons généré des flux de trésorerie de 418 millions $ provenant de l'exploitation, contre 278 millions $ en 2005. La hausse de 140 millions $ reflète la progression du revenu, par rapport à 2005, et la consolidation proportionnelle des résultats de BPLP en 2006.
Bilan
Le 31 décembre 2006, notre dette totale était de 705 millions $, une baisse de 154 millions $ par rapport au 31 décembre 2005. Sont inclus dans le solde du 31 décembre 2006, 198 millions $, qui représentent notre part relative des obligations liées au contrat de location-acquisition de BPLP. Le 31 décembre 2006, notre coefficient d'endettement net (capitaux empruntés consolidés/fonds propres) était de 12 %, en hausse depuis 9 % à la fin de 2005. En 2006, nous avons utilisé l'encaisse disponible pour racheter des débentures de 150 millions $, au total.
Par rapport à la fin de 2005, nos stocks de produits ont augmenté de 17 millions $, en raison surtout de la hausse du coût unitaire de l'uranium. Le coût moyen de nos stocks d'uranium et de produits de services de conversion a augmenté par suite surtout de la hausse du coût des matières achetées.
Le 31 décembre 2006, notre solde de trésorerie consolidé était au total de 334 millions $ et Centerra détenait environ 217 millions $ de ce montant.
Cameco a un certain nombre d'investissements dans des organismes cotés en bourse. Le tableau suivant illustre la valeur comptable et la valeur marchande de ses titres les plus importants.
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Investissement Valeur comptable Valeur marchande (1)
(en millions $) 31 déc. 2006 31 déc. 2006 31 déc. 2005
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Centerra Gold Inc. 443 $ 1 504 $ 1 069 $
UEX Corporation 19 220 167
UNOR Inc. 9 14 -
------------------------------------------------------------------------
Total 471 $ 1 738 $ 1 236 $
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(1) La valeur marchande est calculée comme suit : le nombre d'actions en
circulation multiplié par le prix de l'action à la clôture, coté à
TSX le 31 décembre 2005 et le 31 décembre 2006.
Mise à jour relative aux devises étrangères
Cameco vend la plus grande partie de son uranium et de ses services de combustible en dollars américains, alors qu'elle produit la plus grande partie de son uranium et de ses services de combustible au Canada. Ainsi donc, ces revenus sont libellés surtout en dollars américains, alors que les coûts de production sont libellés surtout en dollars canadiens.
Nous essayons de nous donner une certaine protection contre les fluctuations du taux de change en planifiant une activité de couverture visant à atténuer la volatilité. Les activités de couverture protègent en partie nos revenus provenant de l'uranium et des services de combustible, de la baisse de valeur du dollar américain, à court terme.
Cameco a aussi une couverture naturelle contre les fluctuations de la devise américaine puisqu'une partie de ses déboursés en espèces annuels, notamment les achats d'uranium et de services de combustible, est libellée en dollars américains. L'influence sur le bénéfice des matières achetées ayant été stockées peut être étalée sur plusieurs périodes financières et peut être plus difficile à identifier.
A la date de chaque bilan, Cameco calcule la valeur au cours du marché de tous les contrats sur devises étrangères, cette valeur représentant le gain ou la perte qui se serait produit(e) si on avait mis un terme aux contrats à ce moment-là. Nous tenons compte des contrats sur devises étrangères satisfaisant certains critères définis (précisés par les principes comptables généralement reconnus) en appliquant la comptabilité de couverture. Selon la comptabilité de couverture, les gains ou les pertes au cours du marché sont inclus(es) dans le bénéfice uniquement au moment où le contrat est désigné pour utilisation. Dans tous les autres cas, les gains ou les pertes au cours du marché sont comptabilisés dans les résultats financiers lorsqu'ils se produisent.
Au cours du trimestre, le dollar canadien a fléchi par rapport à la devise américaine et est passé de 1,12 $ le 30 septembre 2006 à 1,17 $ le 31 décembre 2006.
Le 31 décembre 2006, nous avions des contrats sur devises étrangères de 1 237 millions $ (US) et de 58 millions EUR, comptabilisés selon la comptabilité de couverture, et des contrats sur devises étrangères de 127 millions $ (US) ne satisfaisant pas les critères relatifs à la comptabilité de couverture. Les contrats sur devises étrangères seront utilisés comme suit :
------------------------------------------------------------------------
2006 2007 2008 2009 2010
------------------------------------------------------------------------
en millions $ (US) 74 510 375 270 135
------------------------------------------------------------------------
en millions EUR 14 18 13 10 3
------------------------------------------------------------------------
A ces contrats sur devises américaines est assorti un taux de change réel moyen de 1,17 $ (CA) par 1,00 $ (US), ce qui reflète les prix au comptant originaux en devises étrangères prévalant au moment où les contrats ont été conclus et comprend le revenu reporté.
Le 31 décembre 2006, la perte au cours du marché sur tous les contrats sur devises étrangères désignés comme couvertures était de 34 millions $, contre un gain de 37 millions $ le 30 septembre 2006. Dans le cas des contrats n'étant pas désignés comme couvertures, une charge au cours du marché de 5 millions $ a été incluse dans les résultats financiers de 2006.
Les différences de moment entre les dates d'échéance et les dates de désignation des contrats de couvertures déjà fermés peuvent se traduire par le report d'un revenu ou d'une imputation. Le 31 décembre 2006, les gains nets reportés se chiffraient à 26 millions $, au total. Le calendrier associé au gain reporté net à reconnaître aux résultats financiers, prend la forme suivante, par année :
------------------------------------------------------------------------ Gains reportés (Charges) 2007 2008 2009 2010 ------------------------------------------------------------------------ en millions $ (CA) 15 9 2 0 ------------------------------------------------------------------------
Au quatrième trimestre de 2006, la plus grande partie des rentrées nettes en dollars américains était couverte par des instruments dérivés de devises. Les rentrées nettes représentent les ventes d'uranium et de services de combustible, dont on a soustrait les dépenses en espèces en dollars US et les achats de produits en dollars US. Pour les entreprises d'uranium et de services de combustible, au quatrième trimestre de 2006, le taux de change réel, après avoir tenu compte des couvertures, a été d'environ 1,20 $, en regard de 1,25 $ au quatrième trimestre de 2005. Les résultats provenant de l'entreprise d'or sont convertis en dollars canadiens aux taux de change en cours.
Pour 2007, tout changement, à la hausse ou à la baisse, d'un cent du taux de change du dollar américain en dollar canadien modifierait le bénéfice net, à la hausse ou à la baisse, d'environ 6 millions $ (CA).
Perspectives pour le premier trimestre de 2007
Nous prévoyons que le revenu consolidé au premier trimestre de 2007 sera d'environ 20 % moindre que celui du quatrième trimestre de 2006. Cette baisse est attribuable à la baisse prévue du chiffre des ventes d'uranium et de produits de conversion ainsi qu'à la baisse de la production d'or prévue. La baisse est compensée en partie par une hausse prévue de 5 % du revenu de l'entreprise d'électricité résultant de la hausse des prix réalisés prévus.
Les prévisions pour le premier trimestre supposent que la capacité des services commerciaux de Cameco ne changera pas beaucoup sur le plan de la prestation des produits et des services et que nos estimations actuelles des prix et des chiffres ne seront pas très différentes.
Perspectives pour l'exercice 2007
Cameco prévoit que le revenu consolidé progressera d'environ 25 % en 2007, par rapport à 2006, en raison de la progression du revenu provenant de l'uranium et des services de combustible. Dans l'entreprise d'uranium, nous prévoyons que le revenu progressera d'environ 45 % en raison de l'amélioration du prix réalisé moyen en vertu de nos contrats, par rapport à 2006. Cette prévision pour l'entreprise d'uranium ne comprend pas tous les ajustements prévus liés à l'incident d'inondation survenu à Cigar Lake, puisqu'ils sont en voie d'être arrêtés, et elle suppose que les arrangements d'emprunt de produits en vigueur demeurent inchangés. Nous pourrions envisager de mettre fin à une partie des emprunts de produits, ou à l'ensemble de ceux-ci. Lorsqu'on exclut l'effet de tout report lié aux emprunts de produits, nous prévoyons que le revenu de l'uranium progressera d'environ 50 % en 2007, en raison surtout de l'amélioration des prix réalisés.
Nous prévoyons aussi que le revenu provenant de l'entreprise de services de combustible sera d'environ 20 % supérieur à celui de 2006 en raison de la hausse prévue de 10 % des livraisons et de la progression du prix de vente réalisé moyen.
Nous prévoyons que le revenu de BPLP en 2007 sera 18 % plus élevé qu'en 2006, en raison presque exclusivement de la hausse des prix réalisés prévus. Cette perspective pour BPLP suppose que les réacteurs B atteindront un facteur de capacité ciblé d'au moins 90 %.
En 2007, nous prévoyons que la production d'or (sur une base de 100 %) augmentera et s'inscrira dans la fourchette de 700 000 à 720 000 onces, depuis 587 000 onces en 2006. Le revenu de l'or devrait augmenter d'environ 20 % en 2007, par rapport à 2006.
Les perspectives financières décrites ci-dessus pour la Société sont fondées sur les hypothèses clés suivantes :
- aucun changement important à nos estimations visant le chiffre de ventes, les achats et les prix;
- aucune perturbation de l'approvisionnement provenant de nos installations ou de tiers; et
- un taux de change au comptant US/CA de 1,16 $.
On prévoit que les frais d'administration seront d'environ 10 % supérieurs à ceux de 2006. La hausse reflète les charges plus élevées liées à la conformité à la réglementation, au développement commercial et les coûts nécessaires au maintien du personnel. On prévoit que les frais d'exploration seront d'environ 72 millions $ en 2007. De cette somme, 45 millions $ sont affectés à l'uranium, soit une hausse de 41 % par rapport à 2006.
En 2007, le taux d'imposition réel devrait s'inscrire dans la fourchette de 15 % à 20 %. Notre taux d'imposition prévu varie par rapport au taux d'imposition statutaire canadien, en raison surtout de différences entre les taux d'imposition canadiens et les taux applicables aux filiales d'autres pays. Cette fourchette est retenue puisqu'on prévoit que la distribution du bénéfice entre les diverses compétences fiscales sera moins importante dans le cas des filiales étrangères, par rapport à 2005.
Nous prévoyons qu'en 2007, le total des dépenses d'immobilisations, y compris celles de l'entreprise d'or, croîtra de 12 % et atteindra 517 millions $. Ce chiffre ne comprend pas les dépenses liées à Cigar Lake. Une mise à jour concernant les dépenses en immobilisations pour Cigar Lake devrait être accessible vers la fin de mars 2007. Les dépenses d'immobilisations sont classées comme dépenses d'expansion ou comme dépenses de soutien. Les immobilisations d'expansion sont définies comme les immobilisations visant l'obtention d'une production accrue, auxquelles s'ajoutent les initiatives de développement commercial. Les autres dépenses sont considérées comme des immobilisations de soutien.
Dans le cas des projets de développement, on prévoit que le total des dépenses atteindra 182 millions $, lorsqu'on exclut le développement de Cigar Lake. Comme nous l'avons déjà précisé, une mise à jour des dépenses liées à Cigar Lake devrait être accessible à la fin de mars 2007.
Nous prévoyons que les dépenses d'immobilisations de soutien seront plus élevées en 2007 qu'en 2006 en raison des programmes de revitalisation de Key Lake et de Rabbit Lake, du projet de nouveau combustible de Bruce Power et des expansions de champs de puits aux exploitations LIS des Etats-Unis. Les dépenses d'immobilisations de soutien augmenteront également dans les services de combustible, dans le but d'améliorer les procédés de production et de satisfaire de nouvelles exigences d'ordre réglementaire.
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Dépenses en immobilisations
(part de Cameco en millions $) 2007 Prévues 2006 Réelles
Immobilisations d'expansion
McArthur River - 9 $
LIS, É.-U. 2 1
Cigar Lake (1) - 120
Services de combustible 19 -
Inkai 62 37
Or (2) 99 94
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Total, expansion 182 $ 261 $
Immobilisations de soutien
McArthur River/Key Lake 78 $ 29 $
LIS, É.-U. 33 23
Rabbit Lake 63 24
Services de combustible 37 18
Bruce Power (BPLP) 47 33
Or (2) 28 27
Autre 14 14
------------------------------------------------------------------------
Total, soutien 300 $ 168 $
Intérêts capitalisés 35 31
------------------------------------------------------------------------
Total 517 $ 460 $
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(1) Comme on l'a déjà précisé, une mise à jour concernant les dépenses
en immobilisations pour le projet Cigar Lake devrait être accessible
à la fin de mars 2007.
(2) Représente 100 %pour cent des dépenses de Centerra.
Information concernant les perspectives
Pour un examen plus détaillé des perspectives commerciales de la Société pour le premier trimestre de 2007 et pour l'exercice complet, se reporter à la rubrique Perspectives, pour chaque secteur d'entreprise.
RESULTATS FINANCIERS SECTORIELS
Les résultats financiers de Cameco proviennent de quatre secteurs d'entreprise :
- Uranium
- Services de combustible
- Production de nucléoélectricité
- Or
URANIUM
Faits saillants
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Trimestres Exercices
terminés terminés
le 31 déc. le 31 déc.
--------------------------------
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Revenu (en millions $) 242 318 803 690
------------------------------------------------------------------------
Profit brut (en millions $) 77 80 237 159
------------------------------------------------------------------------
Profit brut, en % 32 25 30 23
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts (en millions $) (1) 49 71 181 134
------------------------------------------------------------------------
Prix réalisé moyen
(en $US/lb) 22,35 16,40 20,62 15,45
(en $CA/lb) 26,62 20,51 24,72 20,14
------------------------------------------------------------------------
Chiffre des ventes (en millions de lbs) (2) 9,0 15,5 32,1 34,2
------------------------------------------------------------------------
Chiffre des ventes reporté (en millions
de lbs) 1,2 0 4,0 0
------------------------------------------------------------------------
Chiffre de la production (en millions
de lbs) 5,4 4,8 20,9 21,2
------------------------------------------------------------------------
(1) Exclut un bénéfice de 69 millions $ lié au gain sur la vente
d'actions d'Energy Resources of Australia Ltd pour le trimestre et
pour l'exercice terminés le 31 décembre 2005.
(2) Le chiffre total des ventes pour 2006 a été de 36,2 millions de
livres. Le revenu sur 4,0 millions de livres est reporté en raison
d'emprunts de produits de réserve.
Résultats concernant l'uranium
Au deuxième trimestre, nous avons révélé que Cameco avait conclu avec deux de ses clients des accords d'emprunt de produits de réserve. Ces arrangements d'emprunt permettent à Cameco d'emprunter jusqu'à 5,6 millions de livres d'équivalents d'U3O8 durant la période de 2006 à 2008, avec remboursement en 2008 et en 2009. Des matières accessibles en vertu de l'arrangement d'emprunt, jusqu'à concurrence de 1,4 million de kgU, peuvent être empruntées sous forme d'hexafluorure d'uranium (UF6). Tout emprunt sera garanti par des lettres de crédit et sera réglé en nature.
Le 31 décembre 2006, Cameco n'avait pas emprunté de matières en vertu des accords d'emprunts de réserve. Toutefois, que des matières soient empruntées ou non, nous reportons la comptabilisation du revenu provenant des ventes à des contreparties aux accords d'emprunt de produits de réserve, jusqu'à concurrence de la limite des emprunts (5,6 millions de livres). Ceci est conforme aux normes comptables. Cameco comptabilisera le revenu reporté et les frais associés lorsque les accords d'emprunt se termineront, ou encore, si des emprunts sont faits, lorsque les emprunts seront remboursés et que cette partie de la facilité sera terminée.
Ainsi donc, au quatrième trimestre de 2006, Cameco a reporté un revenu de 22 millions $ ainsi que les frais associés liés aux ventes de 1,2 million de livres d'U3O8. Le profit brut lié aux ventes reportées a été de 3 millions $. Pour l'exercice 2006, nous avons reporté un revenu de 80 millions $ ainsi que les frais associés aux ventes de 4,0 millions de livres. Le profit brut lié aux ventes reportées a été de 15 millions $.
Le calendrier des recettes en espèces liées au revenu reporté est le même que pour toute autre vente et il n'est pas influencé par le traitement comptable lié au revenu. Ainsi donc, les flux de trésorerie ne sont pas influencés par les reports.
Les droits de réserve associés aux facilités d'emprunt sont reflétés au poste de dépense "Intérêts et autres frais" dans l'Etat consolidé des résultats financiers.
Le revenu et les frais comptabilisés en rapport avec l'U3O8 dont il est question tout au long du présent rapport, ont été abaissés pour refléter les reports nécessaires. Par ailleurs, le prix réalisé moyen de l'U3O8 a été ajusté.
Quatrième trimestre
Par rapport au quatrième trimestre de 2005, le revenu provenant de notre entreprise d'uranium a baissé de 76 millions $ à 242 millions $, la hausse de 36 % du prix de vente réalisé (en dollars US) ayant été plus qu'annulée par la baisse de 42 % du chiffre des ventes affiché. Le moment des livraisons des produits d'uranium au cours d'une année civile demeure à la discrétion des clients. Nos profils de livraison trimestriels peuvent donc varier beaucoup. En 2006, le calendrier des livraisons pour l'année a été inhabituel, celles-ci ayant été plus importantes au premier trimestre et moins considérables au quatrième trimestre.
Le prix réalisé moyen en dollars canadiens a augmenté de 30 %, le dollar canadien plus ferme par rapport à la devise américaine ayant eu un effet modérateur, la plus grande partie de nos ventes étant libellées en dollars américains. La hausse du prix réalisé moyen résultait de la hausse des prix prévus dans les contrats à prix ferme et de la progression du prix au comptant de l'uranium, qui a été en moyenne de 65,21 $ (US) la livre au quatrième trimestre de 2006, contre 34,79 $ (US) au trimestre correspondant de 2005.
Notre coût total des produits et services vendus, comprenant l'amortissement, l'épuisement et la remise en état (AER), a baissé à 165 millions $ au quatrième trimestre de 2006, depuis 238 millions $ en 2005, la baisse de 42 % du chiffre des ventes affiché ayant été compensée en partie par la hausse de 17 % du coût unitaire des produits vendus. Le coût unitaire des produits vendus a augmenté en raison surtout de la hausse du coût de l'uranium acheté et de la hausse des charges liées aux redevances de base. Les charges liées aux redevances de base augmentent au fur et à mesure que les prix réalisés augmentent.
Le bénéfice avant impôts provenant de l'entreprise d'uranium a baissé à 49 millions $, depuis 71 millions $ au quatrième trimestre de l'exercice précédent, en raison surtout de la baisse du chiffre des ventes enregistrée pour le trimestre.
Exercice 2006 complet
Par rapport à 2005, le revenu provenant de notre entreprise d'uranium a augmenté de 16 %, à 803 millions $, en raison de la hausse de 33 % du prix de vente réalisé (en dollars US), annulée en partie par la baisse de 6 % du chiffre des ventes affiché. Comme le calendrier des livraisons de produits nucléaires au cours d'une année civile est à la discrétion des clients, nos profils de livraison trimestriels peuvent donc varier beaucoup.
En dollars canadiens, le prix réalisé moyen n'a progressé que de 23 %, en raison du redressement du dollar canadien par rapport à la devise américaine. La hausse du prix réalisé moyen résulte du relèvement des prix prévus dans les contrats à prix ferme et de la progression du prix au comptant de l'uranium, qui a été en moyenne de 49,60 $ (US) la livre en 2006, contre 28,67 $ (US) en 2005.
Le coût total des produits et des services vendus, AER compris, a augmenté à 566 millions $ en 2006, depuis 531 millions $ en 2005, en raison de la hausse de 15 % du coût unitaire du produit vendu. La hausse du coût unitaire du produit vendu a reflété la hausse du coût de l'uranium acheté.
Notre bénéfice avant impôts provenant de l'entreprise d'uranium a progressé à 181 millions $, depuis 134 millions $ à l'exercice précédent, et la marge bénéficiaire brute a progressé à 30 %, depuis 23 % en 2005.
Perspectives pour le premier trimestre de 2007 associées à l'uranium
Nous prévoyons qu'au premier trimestre de 2007 le chiffre des ventes affiché par notre entreprise d'uranium sera d'environ 6 millions de livres, soit 33 % de moins qu'au quatrième trimestre. Les livraisons d'uranium réelles seront au total de 7 millions de livres, dont nous prévoyons reporter la constatation du revenu sur 1 million de livres, en raison des arrangements d'emprunt de produits. Le coût unitaire du produit vendu devrait progresser un peu, en raison de l'accroissement des charges au titre des redevances et de la hausse du coût des matières achetées.
Perspectives pour l'exercice 2007 associées à l'uranium
En 2007, le chiffre des ventes affichées et le revenu connexe pourraient être affectés par des modifications aux arrangements d'emprunt de produits. Le total des livraisons d'uranium s'est chiffré à 36 millions de livres en 2006, alors que le chiffre des ventes affichées a été de 32 millions de livres, en raison du report de revenu lié à la comptabilisation des emprunts de produits.
Nous prévoyons qu'en 2007 les livraisons d'uranium seront au total de 34 millions de livres. Toutefois, le chiffre des ventes affichées aux fins du revenu dépend des arrangements d'emprunt de produits. Nous pourrions bien mettre fin en 2007 à une partie des arrangements d'emprunt de produits, ou à l'ensemble de ceux-ci. Dans la mesure où nous mettrions fin aux arrangements d'emprunt de produits, le revenu ayant été reporté sur une masse pouvant atteindre 4 millions de livres en 2006 serait comptabilisé en 2007. Si les facilités d'emprunt de produits sont maintenues sans changement, nous serions obligés de reporter le revenu sur 1,6 million de livres additionnelles en 2007, qu'une quantité soit utilisée ou non à même ces emprunts. Dans ce cas, nous prévoyons que nos revenus affichés seraient 45 % plus élevés qu'en 2006, en raison de la hausse du prix réalisé par la Société.
Lorsqu'on exclut l'effet de tout report lié aux emprunts de produits, nous prévoyons que notre revenu provenant de l'uranium en 2007 progressera d'environ 50 %, en raison surtout de la hausse du prix réalisé. Notre prix réalisé moyen de l'uranium devrait s'améliorer en raison de la hausse des prix prévus dans nos contrats actuels, par rapport à 2006.
On prévoit que le coût unitaire du produit vendu augmentera d'environ 20 % par suite de la hausse du coût des matières achetées, de l'accroissement des charges liées aux redevances attribuable à la progression du prix réalisé, de l'effet des charges liées aux redevances progressives et de la hausse des frais de production qu'on prévoit encourir en 2007.
Comme on l'a précisé au trimestre précédent, nous avons inclus dans nos contrats des dispositions concernant les interruptions d'approvisionnement, qui permettent à Cameco d'abaisser, de reporter ou d'annuler des quantités de produits au pro rata si nous subissons une baisse de la production prévue ou des livraisons de produits achetés en vertu de l'accord portant sur l'uranium très enrichi. Ces dispositions protègent environ le trois quarts des quantités actuellement prévues aux contrats, et ce pourcentage augmentera au fur et à mesure que les contrats plus anciens viendront à échéance. Tous les contrats contiennent des dispositions habituelles liées aux cas de force majeure.
Les contrats portant sur la charge de base adoptés pour soutenir le développement de Cigar Lake contiennent des dispositions visant l'interruption de l'approvisionnement, qui permettent à Cameco d'abaisser, de reporter ou de cesser les livraisons advenant tout délai ou toute baisse de la production de Cigar Lake.
Depuis la venue d'eau survenue à Cigar Lake, nous avons eu des discussions avec nos clients au sujet du délai de production à la mine et de ses répercussions possibles sur les livraisons d'uranium. Nous nous concentrons avant tout sur les clients qui subiront l'effet des livraisons d'uranium en 2007.
Dans le cas des contrats liés aux charges de base de Cigar Lake qui prévoient des livraisons en 2007, nous entendons reporter les quantités à la fin des divers contrats.
Dans le cas des contrats qui sont affectés par les dispositions visant l'interruption d'approvisionnement en 2007, nous prévoyons reporter la partie des livraisons affectées par ces dispositions pour une période de cinq à sept ans.
Des décisions liées aux contrats spécifiques seront prises en consultation avec chacun de nos clients. Nous apprécions leur compréhension et leur soutien.
On prévoit que la part de Cameco de la production d'uranium augmentera un peu en 2007 et se chiffrera à 21,0 millions de livres d'U3O8, depuis 20,9 millions en 2006. Ces quantités ne comprennent pas Inkai puisque l'exploitation n'a pas encore atteint le stade de la production commerciale.
Cameco n'a pas versé de redevances progressives en 2006 et pour les années antérieures en raison de la disponibilité d'allocations en capital prescrites qui abaissent les ventes d'uranium assujetties aux redevances progressives. Cameco prévoit que ses allocations en capital seront entièrement épuisées en 2007 et prévoit donc verser des redevances progressives en 2007. Nous estimons actuellement que les redevances progressives abaisseront le bénéfice net d'environ 10 millions $ en 2007. Nous deviendrons admissibles à des allocations additionnelles du coût en capital lorsque Cigar Lake entreprendra la production, et alors nous ne serons pas tenus de verser des redevances progressives tant que les allocations additionnelles ne seront pas entièrement épuisées.
Les perspectives pour le premier trimestre et les résultats financiers de 2007 pour le secteur de l'entreprise de l'uranium ne comprennent pas tous les ajustements prévus liés à l'incident d'inondation de Cigar Lake, puisqu'ils sont en voie de finalisation et qu'ils sont fondés sur les hypothèses clés suivantes :
- aucun changement important à nos estimations visant les chiffres de ventes, les coûts, les achats et les prix;
- aucune perturbation de l'approvisionnement provenant de nos mines ou de tiers; et
- un taux de change au comptant US/CA de 1,16 $.
Sensibilité du prix de l'uranium en 2007
Pour 2007, un changement de 1,00 $ (US) la livre du prix au comptant de l'uranium, depuis 72,00 $ (US) la livre, modifierait le revenu et le bénéfice net de moins de 3 millions $ (CA). Cette sensibilité suppose un taux de change réel prévu de 1,00 $ (US) correspondant à environ 1,19 $ (CA), qui tient compte de notre programme de couverture de devises.
Contrats liés à l'uranium
Comme nous l'avons déjà dit, notre objectif en matière de contrats consiste à assurer une solide base de bénéfice et de flux de trésorerie pour nous permettre de maintenir notre base d'actif principale et de rechercher les occasions d'expansion à long terme. Notre stratégie en matière de contrats vise d'abord à réduire la volatilité de notre bénéfice éventuel et de nos flux de trésorerie éventuels, tout en assurant tant la protection contre les baisses de prix dans le marché que le maintien de l'exposition aux hausses de prix éventuelles dans le marché. Il s'agit d'une démarche équilibrée qui, à notre avis, assure la meilleure valeur à nos actionnaires à long terme.
Notre portefeuille actuel reflète un rapport de 60/40 entre les contrats à prix ferme et les contrats liés au marché, auxquels s'ajoutent des mécanismes d'indexation à l'inflation. Aujourd'hui, nos contrats sont davantage axés sur les prix liés au marché. Nous prévoyons donc que ce rapport évoluera éventuellement.
Notre stratégie générale consiste à nous concentrer sur la négociation de durées de contrats plus longues, pouvant atteindre dix ans ou plus, de prix planchers assurant une protection contre les fléchissements et le maintien d'un niveau adéquat de potentiel à la hausse. En règle générale, la plupart des nouvelles offres comprennent des mécanismes de prix comportant un volet de 20 % de prix fermes et un volet de 80 % de prix liés au marché. Le volet prix fermes est habituellement plus élevé que l'indice des prix à long terme de l'industrie au moment de l'offre et il est indexé à l'inflation. Le volet des prix liés au marché comprendra un prix plancher (indexé à l'inflation).
Cameco a une variété de sources d'approvisionnement, notamment la production primaire, les engagements fermes liés à des achats à long terme, un stock correspondant à six mois de ventes éventuelles (l'équivalent d'environ 17 millions de livres, ce qui comprend le stock de roulement) ainsi que l'uranium provenant d'achats opportunistes faits dans le marché au comptant.
Mise à jour relative au marché de l'uranium
Marché au comptant de l'uranium
Le prix moyen au comptant de l'industrie (TradeTech et UxC), le 31 décembre 2006, était de 72,00 $ (US) la livre d'U3O8, en hausse de 31 % depuis 54,88 $ (US) le 30 septembre 2006. Ceci doit être comparé à 36,38 $ (US) le 31 décembre 2005 et à 31,63 $ (US) le 30 septembre 2005.
Le chiffre du marché au comptant affiché pour le quatrième trimestre de 2006 était de 5,0 millions de livres d'U3O8, et de 33,0 millions de livres au total, en 2006. Ceci doit être comparé à 7 millions de livres au quatrième trimestre de 2005 et à 36 millions de livres en 2005. En raison de la demande régulière et de l'approvisionnement limité, les prix ont poursuivi leur progression au quatrième trimestre.
Les achats facultatifs, ou les achats non destinés à la consommation immédiate, ont atteint un niveau record, représentant environ 73 % du chiffre du marché au comptant. Il y a eu des hausses constantes de constitution de stock par les services publics, des positionnements de négociants et hausse de la participation à des fins de placement et de fonds de couverture. Il est prévu que la demande du marché au comptant demeurera forte en 2007 alors que l'approvisionnement demeurera serré, ce qui contribuera à la pression haussière sur le prix.
Marché à long terme de l'uranium
Le prix à long terme moyen pour l'industrie (TradeTech et UxC) le 31 décembre 2006 était de 72,00 $ (US) la livre d'U3O8, en hausse de 32 % depuis 54,50 $ (US) à la fin de septembre 2006. Ceci doit être comparé à 36,13 $ (US) le 31 décembre 2005 et à 32,50 $ (US) le 30 septembre 2005.
Le marché à long terme est demeuré actif au quatrième trimestre alors que les services publics continuaient de chercher à obtenir un approvisionnement sûr de fournisseurs primaires fiables dans une tentative visant à atténuer les risques. On estime que les contrats à long terme en 2006 ont dépassé 200 millions de livres d'U3O8, soit un peu moins que les 240 millions de livres visés par des contrats en 2005, mais bien au-delà des niveaux passés.
Mise à jour sur les exploitations d'uranium
Production d'uranium
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Trimestres Exercices Production
Part de Cameco de terminés le terminés le prévue
la production 31 décembre 31 décembre en
(en millions de lbs d'U3O8) 2006 2005 2006 2005 2007
------------------------------------------------------------------------
McArthur River/Key Lake 3,2 2,7 13,1 13,1 13,1
------------------------------------------------------------------------
Rabbit Lake 1,4 1,5 5,1 6,0 5,5
------------------------------------------------------------------------
Smith Ranch/Highland 0,6 0,4 2,0 1,3 1,6
------------------------------------------------------------------------
Crow Butte 0,2 0,2 0,7 0,8 0,8
------------------------------------------------------------------------
Total 5,4 4,8 20,9 21,2 21,0
------------------------------------------------------------------------
McArthur River/Key Lake
A McArthur River/Key Lake, la part de Cameco de la production a été de 3,2 millions de livres d'U3O8 au quatrième trimestre de 2006, et de 13,1 millions de livres, au total, en 2006. Dix jours avant la fin de l'année, les exploitations ont atteint la limite de production annuelle prévue au permis, de 18,7 millions de livres. La variation de production d'un trimestre à l'autre est typique et peut être attribuable aux interruptions prévues pour l'entretien des installations et à la variation normale du procédé de production du minerai. Au quatrième trimestre, la production est habituellement contrainte par la limite de production annuelle prévue au permis. On prévoit que la part de Cameco de la production au premier trimestre de 2007 sera de 3,3 millions de livres d'U3O8 et de 13,1 millions de livres pour l'exercice complet.
En novembre, les employés syndiqués des exploitations de McArthur River et de Key Lake ont ratifié une nouvelle convention collective de quatre ans, négociée par Cameco et par le Syndicat des Métallos USWA. La nouvelle convention collective échoira le 31 décembre 2009.
A McArthur River, la progression du forage de trous de congélation pour deux zones minière éventuelles s'est améliorée par rapport aux résultats obtenus au troisième trimestre. Toutefois, la cadence de la progression est encore en deçà de l'objectif en raison de défis techniques liés au forage dans des sols gelés et des délais nécessaires pour relever les défis d'exploitation, notamment l'amélioration des configurations de forage.
Comme on l'a déjà annoncé, nous avons présenté une demande visant le relèvement de la capacité de production annuelle prévue aux permis tant à la mine de McArthur River qu'à l'usine de Key Lake, à 22 millions de livres d'U3O8 (à comparer à la limite actuelle de 18,7 millions de livres). Cette demande fait actuellement l'objet d'une évaluation environnementale (EE) de niveau examen en vertu de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale, la Commission canadienne de sûreté nucléaire (CCSN) étant l'administration responsable.
La CCSN s'est concentrée sur l'évaluation de l'effet environnemental à plus long terme des faibles niveaux de sélénium et de molybdène contenus dans les effluents de l'usine de Key Lake et sur la concentration de ces substances dans l'environnement récepteur en aval.
Cameco a proposé un plan d'action pour abaisser davantage les rejets de sélénium et de molybdène dans l'effluent de l'usine. Même si nous sommes convaincus que le niveau actuel de contrôle protège l'environnement et est conforme aux EE antérieures de l'exploitation de Key Lake, nous reconnaissons aussi que des améliorations peuvent être apportées pour atténuer davantage le niveau de présence de ces deux métaux. En décembre, nous avons terminé ce plan d'action en consultation avec la CCSN.
Lors d'une audience publique tenue en janvier 2007, la CCSN a étudié un projet de condition du permis de l'usine Key Lake liée à l'application de ce plan. Nous attendons une décision de la CCSN, plus tard, au premier trimestre de 2007 et la première étape de ce plan devrait être appliquée plus tard en 2007. Ce plan d'action visant à abaisser le niveau actuel de ces métaux dans l'environnement devrait contribuer à la progression de l'EE liée au relèvement de la limite de production annuelle prévue aux permis de la mine de McArthur River et de l'usine de Key Lake. Même si nous ne pouvons pas prévoir le résultat de cette évaluation, nous prévoyons que les travaux parallèles visant l'abaissement de la charge de l'effluent devraient faire avancer l'étude de la proposition. Nous demeurons confiants de pouvoir accroître progressivement les niveaux de production, avec un effet minime sur l'environnement.
En plus d'obtenir l'approbation liée à l'EE, nous devons également passer à de nouvelles zones d'exploitation minière à McArthur River et apporter diverses modifications aux procédés de l'usine de Key Lake pour soutenir l'accroissement des niveaux de production. La planification minière, le développement et le forage de trous de congélation se poursuivent en rapport avec l'étape de transition de McArthur River. Une évaluation de préfaisabilité de revitalisation pour l'usine de Key Lake a été entreprise en octobre 2006. L'usine a entrepris la production en 1983 et elle a été construite comme une installation de classe mondiale. La revitalisation de Key Lake comprendra la mise à niveau des circuits à la nouvelle technologie pour en simplifier l'exploitation et en accroître la capacité de production. Le réinvestissement dans cette usine contribuera à maintenir notre position dominante dans le domaine de la production d'uranium pour plusieurs années à venir.
A McArthur River, les travaux ont également avancé en rapport avec la planification d'une méthode d'exploitation minière par forage de soutirage, que nous prévoyons utiliser pour la production à partir de la zone supérieure no 4, à compter de 2012. Cette zone se trouve au sud des ouvrages de la zone actuelle no 2 et du puits (principal) Pollock. Nous avons terminé le plan minier pour le secteur d'essai des forages de soutirage dont le développement est prévu pour 2007 et 2008, et nous avons placé une commande de foreuse de soutirage dont la livraison est prévue au début de 2008. La planification conceptuelle à long terme visant les ressources situées au nord du puits Pollock a été effectuée et le développement d'un tunnel d'accès éventuel ainsi que le forage se poursuivent comme prévus.
Rabbit Lake
Rabbit Lake a produit 1,4 million de livres d'U3O8 au quatrième trimestre et un total de 5,1 millions de livres en 2006. En 2006, la production a été inférieure à celle de 2005 en raison des teneurs de minerai plus faibles que prévues enregistrées dans les exploitations souterraines Eagle Point. En 2007, nous prévoyons faire l'exploitation minière de secteurs ayant des teneurs en minerai plus élevées qu'en 2006. La perspective de production pour 2007 est de 5,5 millions de livres d'U3O8. En raison d'une interruption prévue de l'usine, nous prévoyons que la production au premier trimestre de 2007 sera de 1,2 million de livres.
En 2006, l'exploitation de Rabbit Lake a rendu l'exploitation minière à ciel ouvert de la zone A épuisée au voisinage de Wollaston Lake et a mené à terme un projet d'usine qui a abaissé la concentration d'uranium dans l'effluent de l'exploitation.
Tout comme par les années précédentes, le programme de remplacement des réserves par forage au diamant souterrain a été réussi en 2006. Plus de 69 kilomètres de forage ont été menés à terme avec d'excellents résultats et on procède actuellement au calcul des réserves. A la fin de 2006, on estimait le total des réserves prouvées et probables à 737 000 tonnes, à 1,2 % d'U3O8, pour 19,1 millions de livres, dans les secteurs actuellement visés par l'exploitation minière et dans une nouvelle zone qui est très proche d'un secteur minier mis en exploitation récemment. Nous prévoyons maintenant que le cycle d'exploitation utile de la mine Eagle Point se poursuivra jusqu'en 2011, à tout le moins.
Comme on l'a déjà précisé, les travaux se poursuivent en rapport avec une évaluation environnementale (EE) visant le traitement d'un peu plus de la moitié de la production d'uranium éventuelle provenant du minerai de Cigar Lake à l'usine de Rabbit Lake, à compter de la deuxième ou de la troisième année de production de Cigar Lake, selon le calendrier de mise en production progressive. Le rapport d'étude EE a été soumis pour examen aux organismes de réglementation en novembre 2006. Une réunion est prévue avec les examinateurs des autorités de réglementation en février 2007 et nous prévoyons recevoir les commentaires initiaux et les questions lors de cette réunion, ou avant celle-ci. L'exploitation de Rabbit Lake a commencé en 1975 et il s'agit de la plus ancienne exploitation d'uranium encore exploitée de la Saskatchewan. Comme nous prévoyons prolonger le cycle d'exploitation utile de ces installations en procédant au traitement d'une partie du minerai de Cigar Lake, nous entreprendrons en 2007 une évaluation de revitalisation de l'usine.
Smith Ranch-Highland et Crow Butte
Les mines de lixiviation in situ (LIS) Smith Ranch-Highland et Crow Butte ont produit 0,8 million de livres d'U3O8 au quatrième trimestre de 2006. Les exploitations ont produit un record de 2,7 millions de livres en 2006, une hausse par rapport à notre objectif initial de 2,4 millions de livres. En 2006, Smith Ranch-Highland a produit 2,0 millions de livres de notre production LIS soit la plus importante production de toute l'histoire de l'exploitation minière LIS aux Etats-Unis.
Mise à jour sur les projets liés à l'uranium
Cigar Lake
Cameco a entrepris le 1er janvier 2005 la construction de la mine de Cigar Lake. Le 23 octobre 2006, Cameco a annoncé qu'une venue d'eau à Cigar Lake avait inondé les ouvrages de développement souterrain.
Les ingénieurs et les conseillers de Cameco ont élaboré un plan par étapes visant la remise en état des ouvrages souterrains de Cigar Lake. La première étape du plan correctif comporte le forage de trous jusqu'à la source de la venue d'eau et jusqu'à un tunnel voisin qui pourrait devoir être consolidé, le pompage de béton par les trous de forage, l'étanchéification de la zone d'infiltration par cimentation et le forage de trous d'évacuation de l'eau. Les étapes ultérieures comportent l'évacuation de l'eau de la mine, la congélation du sol dans le secteur d'infiltration d'eau, la remise en état des secteurs souterrains et la reprise du développement minier. L'approbation des autorités de réglementation est nécessaire pour chaque étape du plan correctif.
Nous avons terminé huit des quatorze trous de forage prévus pour consolider et étanchéifier la zone de la venue d'eau. Deux foreuses sont sur place et elles sont utilisées sans cesse, vingt-quatre heures par jour.
On coulera du béton à deux endroits : l'un près de l'éboulement de roches pour étanchéifier la zone d'infiltration, et l'autre, dans un tunnel voisin, pour assurer la consolidation de la zone. Environ trois cents mètres cubes de béton ont été coulés dans la zone de consolidation. Le mélange de béton est prévu pour durcir sous l'eau et il sera coulé en couches successives.
L'expérience acquise par le forage des premiers trous permet de réduire le temps nécessaire au forage des autres trous. Nous prévoyons terminer les travaux nécessaires à l'étanchéification de la zone d'infiltration d'eau au deuxième trimestre de 2007. Il s'agit là d'un énoncé à caractère prospectif. Si l'un ou l'autre élément des hypothèses suivantes devait s'avérer incorrect, la zone d'infiltration d'eau pourrait bien ne pas être étanchéifiée au deuxième trimestre de 2007 :
- Les deux foreuses en place maintiennent la cadence de forage actuelle, et
- le béton durcit comme prévu de manière à assurer la consolidation et à prévenir ou à atténuer l'infiltration de l'eau, permettant ainsi l'assèchement de la mine.
Quatre autres trous de forage sont prévus pour l'assèchement de la mine. En février, une troisième foreuse sera amenée sur place pour permettre le forage des trous d'assèchement. Lorsque nous aurons acquis de l'expérience du forage de trous d'assèchement plus grands, nous pourrons présenter une estimation du moment de leur achèvement. Cette partie de la première étape est assujettie à l'aval des autorités de réglementation et nous avons déposé une demande auprès de l'autorité de réglementation.
Cameco avait déjà prévu présenter des estimations préliminaires des coûts en capital et des calendriers des travaux correctifs en février 2007. Cameco prépare actuellement un rapport technique sur Cigar Lake afin de satisfaire les exigences de la Norme canadienne 43-101 des Autorités canadiennes en valeurs mobilières, qui réglemente l'information que doivent fournir les sociétés ouvertes en matière d'exploration et d'exploitation minière. Nous prévoyons terminer et communiquer au public ce rapport technique à la fin de mars 2007. Un rapport technique est exigé à l'appui de l'information sur les travaux correctifs entrepris à Cigar Lake.
La teneur du rapport technique de Cameco sur Cigar Lake est prescrite par la Norme canadienne 43-101. Le rapport comprendra des renseignements concernant la géologie du gîte, des estimations des ressources et des réserves, le plan des travaux correctifs comprenant les calendriers prévus, la méthode d'exploitation minière prévue, une nouvelle estimation des coûts en capital (comprenant une estimation du coût des travaux correctifs) nécessaires pour amener le gîte au stade de la production commerciale ainsi qu'un programme d'accélération progressive de la production prévue. Grâce à l'information détaillée présentée dans ce rapport, nous pourrons décider si l'une ou l'autre des réserves de Cigar Lake devra être reclassée, depuis la catégorie prouvée à la catégorie probable, comme on l'a déjà précisé. Le rapport est actuellement en voie de préparation sous la supervision d'experts techniques de Cameco qui sont des personnes ayant les qualifications appropriées aux fins de la Norme canadienne 43-101.
Cigar Lake est un gîte très précieux qui devrait jouer un rôle important non seulement pour l'avenir de Cameco mais aussi comme élément de l'approvisionnement mondial en uranium. En raison de l'importance du gîte, nous croyons qu'il est approprié de consacrer plus de temps à la mise au point de nos plans correctifs et de nos estimations des coûts.
Environ 275 personnes sont à l'oeuvre sur place, notamment le personnel de forage affecté au programme des travaux correctifs. Les travaux portant sur les installations en surface, notamment les installations de traitement de l'eau, les fondations du ventilateur de la mine et un poste électrique, se poursuivent.
En raison de l'inondation, la valeur comptable des actifs de Cigar Lake a été abaissée de 30 millions $ au quatrième trimestre. En outre, 10 millions $ ont été comptabilisés au titre des frais liés aux travaux correctifs. La part de Cameco de ces montants est de 50 %.
Cameco prévoit rendre public le 1er mars 2007 son prochain rapport d'étape sur le projet Cigar Lake.
Inkai
Au projet LIS Inkai, au Kazakhstan, deux zones de production sont actuellement en développement (les blocs 1 et 2). Au bloc 1, la construction de l'installation de traitement commercial est en cours. Nous prévoyons achever la construction en 2007 et entreprendre la mise en service de l'installation commerciale, sous réserve des autorisations des autorités de réglementation. Nous prévoyons démarrer la production à la fin de 2007, et la production commerciale suivra en 2008 après une période d'accélération progressive de la production.
Au bloc 2, la mine d'essai a produit en 2006 environ 0,8 million de livres d'U3O8. La production provenant de l'installation accrue a commencé au deuxième trimestre de 2006. Nous prévoyons demander en 2007 un permis d'exploitation minière pour le bloc 2. Le développement commercial du bloc 2 est prévu pour 2008.
Comme on l'a déjà publié, la production des blocs 1 et 2 devrait atteindre le total de 5,2 millions de livres par année vers 2010.
Le coût total du passage d'Inkai à la production commerciale (sur une base de 100 %) est maintenant prévu à environ 200 millions $ (US). On prévoit que les dépenses en immobilisations pour Inkai seront au total de 90 millions $ (US), en 2007. La production provenant de la mine d'essai Inkai est actuellement vendue et le produit des ventes sert à financer la construction et l'exploitation du projet. Lorsqu'on inclut les récupérations liées à ces ventes, le coût net du développement à Inkai devrait être d'environ 95 millions $ (US).
Perspectives concernant la production d'uranium
Nous présentons une mise à jour de notre perspective de production à court terme au moyen des données actuellement disponibles présentées dans le tableau qui suit.
Part de Cameco de la production (en millions de livres d'U3O8)
------------------------------------------------------------------------
Prévision actuelle 2007 2008 2009 2010 2011
------------------------------------------------------------------------
McArthur River/Key Lake (a) 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1
------------------------------------------------------------------------
Rabbit Lake (b) 5,5 4,9 3,6 3,0 1,9
------------------------------------------------------------------------
LIS, États-Unis 2,4 2,4 3,2 3,9 4,6
------------------------------------------------------------------------
Cigar Lake (c) - - - - -
------------------------------------------------------------------------
Inkai 0,6 1,9 2,9 3,1 3,1
------------------------------------------------------------------------
Total 21,6 22,3 22,8 23,1 22,7
------------------------------------------------------------------------
(a) Cameco a demandé le relèvement de la capacité prévue au permis,
depuis 18,7 millions de livres à 22 millions de livres (part de
Cameco, 70 %), mais attend l'autorisation des autorités de
réglementation. En attendant l'obtention de l'autorisation, la
prévision de production a été laissée au niveau de la capacité
prévue au permis. Lorsque l'approbation aura été reçue, on prévoit
qu'il faudra environ deux ans pour accélérer progressivement la
production à un niveau constant. (Se reporter à l'examen sous la
rubrique " Mise à jour concernant les exploitations d'uranium " du
présent rapport, sous la rubrique " McArthur River/Key Lake ").
(b) La prévision de la production de Rabbit Lake est fondée sur les
réserves prouvées et probables ainsi que sur le mélange de matières
à plus faible teneur nécessitant un traitement. En outre, nous
sommes optimistes et nous croyons que certaines des ressources
existantes pourraient faire l'objet d'un reclassement, comme
réserves, et ajouter une production additionnelle dans les années à
venir.
(c) La prévision de la production de Cigar Lake n'est pas incluse mais
elle sera disponible en mars 2007, après l'achèvement du rapport
technique.
Comme nous l'avons précisé par le passé, Cameco est un important négociant d'uranium. En conséquence, nous vendons plus d'uranium que nous n'en produisons dans nos exploitations minières. Cameco a négocié des accords d'achats portant sur plusieurs années, le plus important étant notre achat d'uranium provenant d'uranium hautement enrichi (HEU), d'origine russe, atténué par mélange, en vertu duquel nous prévoyons acheter environ 7 millions de livres d'équivalent d'uranium, par année, au cours de la période visée par le tableau ci-dessus. Nous avons également d'autres arrangements d'achat à terme fermes portant sur des quantités annuelles moindres. En outre, nous faisons des achats à court terme et dans le marché au comptant.
La prévision portant sur la production d'uranium actuelle et sur les achats de HEU, précisée ci-dessus, pour la Société, est fondée sur les hypothèses clés suivantes :
- la production prévue pour chaque exploitation de la Société, est réalisée;
- le calendrier de la Société visant le développement et l'accélération progressive de la production en provenance d'Inkai est concrétisé,
- la Société peut obtenir ou conserver les permis et les autorisations nécessaires des autorités gouvernementales pour atteindre la production prévue;
- l'absence de perturbation de la production en raison de phénomènes naturels, de conflits de travail ou d'autres risques liés au développement et à l'exploitation; et
- le fournisseur de HEU respecte ses engagements de livraison.
Rien ne peut garantir que les quantités précisées seront produites. La production future prévue est intrinsèquement incertaine, notamment pour les dernières années de la prévision, et elle pourrait bien évoluer beaucoup avec le temps.
Mise à jour concernant l'exploration d'uranium
Quatrième trimestre
Au quatrième trimestre de 2006, on a entrepris relativement peu de travail sur le terrain. Néanmoins, Cameco a mené à terme des programmes d'exploration sur le terrain en cours en Australie et en Mongolie.
Exploration des terrains bruns
L'exploration des terrains bruns désigne les activités d'exploration d'uranium entreprises près des exploitations existantes et des projets avancés. En 2006, nous avons fait des progrès en rapport avec plusieurs projets. Nous avons poursuivi nos programmes de forage visant l'ajout de ressources aux exploitations de McArthur River et de Rabbit Lake, qui pourraient prolonger le cycle d'exploitation minière utile à ces deux endroits.
En outre, tant le gîte Millennium que le gîte Collins Creek ont été avancés en 2006.
Exploration régionale
La découverte Centennial dans le projet Virgin River a été étendue grâce à plusieurs nouveaux trous minéralisés, confirmant l'importance de cette nouvelle région minéralisée.
Dans le cadre de l'expansion constante des activités d'exploration d'uranium de Cameco, nos tenures foncières ont été nettement accrues, soit directement soit par des options, et au moyen de nouveaux projets au Nunavut, dans les Territoires du Nord-Ouest et en Mongolie.
En outre, en décembre 2006, Cameco a signé un protocole d'entente avec Techsnabexport (Tenex), une société nucléaire russe, qui nous permettra de participer conjointement à de nouvelles initiatives d'exploration et d'exploitation minière en Russie et ailleurs.
Perspectives pour l'exercice 2007 associées à l'exploration
Cameco prévoit investir en 2007 environ 45 millions $ au titre de l'exploration d'uranium, dans le cadre de sa stratégie à long terme visant le maintien de sa position de leadership dans le domaine de la production d'uranium.
Exploration de terrains bruns
Environ 28 % du budget d'exploration d'uranium sera consacré à des projets d'exploration dans des terrains bruns, dans le Bassin de l'Athabasca. Nous investirons 12,5 millions $ dans six projets avancés. L'investissement le plus important sera fait à McArthur River, où 5,4 millions $ seront affectés à des forages au diamant dans le prolongement nord de la faille P2 prolifique. Dans l'exploitation de Rabbit Lake, les travaux d'exploration en surface se concentreront tant sur des cibles régionales que sur des cibles liées à des mines, surtout dans le voisinage de la mine Eagle Point.
En 2007, la coentreprise Dawn Lake poursuivra ses travaux sur deux gîtes d'uranium. La délimitation du gîte Collins Creek se poursuivra, au moyen de forages additionnels et d'une étude de définition d'envergure visant l'examen de scénarios possibles d'exploitation minière. Au gîte original Dawn Lake, une étude de préfaisabilité sur la zone 11A sera menée à terme vers le deuxième trimestre de 2007.
L'activité d'exploration aux projets Cree Zimmer et Waterbury Lake s'intensifiera également en 2007. Les cibles prioritaires dans le projet Cree Zimmer, entourant l'exploitation minière historique Key Lake, comprennent la Zone P et le secteur de la faille principale Key Lake, au sud-ouest des anciens gîtes d'uranium Gaertner et Deilmann. En 2007, l'exploration dans le projet Waterbury Lake sera concentrée à l'est du gîte de minerai Cigar Lake.
Les partenaires de la coentreprise Cree Extension ont approuvé l'achèvement d'une étude de faisabilité sur le gîte Millennium encaissé dans la roche de fond au début de 2008. Un élément intégral de l'étude sera l'achèvement de levés sismiques à trois dimensions au-dessus de la zone du gîte. Les levés permettront de définir avec précision la profondeur de la zone de non conformité et contribueront à la reconnaissance de structures susceptibles de contenir de l'eau dans le grès. On a foré au cours de l'année plusieurs trous pilotes de puits.
Exploration régionale
Le reste des dépenses d'exploration de 32,5 millions $ en 2007 sera réparti entre 44 projets à l'échelle mondiale, dont la majorité en sont au stade de l'objectif de forage. Notre investissement le plus important sera fait en Saskatchewan, où un programme de 3,3 millions $ sera mené à terme dans le cadre du projet Virgin River, comme suivi de la minéralisation de la zone Centennial. Nous nous concentrerons également sur des projets dans les Territoires du Nord-Ouest et dans le Nunavut, dans le nord du Canada, où Cameco a d'importants intérêts fonciers. En plus de ses intérêts fonciers existants dans les territoires du Nord, Cameco entreprendra des travaux dans de nouvelles positions foncières dans l'ouest et dans le sud de l'Australie.
En 2007, des travaux d'exploration se feront également aux Etats-Unis, en Mongolie et en Afrique, où Cameco voit à acquérir des intérêts dans des terrains prospectifs au Gabon. Cameco continue d'évaluer d'autres régions et d'autres projets à l'échelle mondiale, et nous ajouterons à notre position foncière au fur et à mesure que de nouvelles perspectives se confirmeront.
SERVICES DE COMBUSTIBLE
Faits saillants
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Trimestres terminés Exercices terminés
le 31 décembre le 31 décembre
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2006 2005 2006 2005
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Revenu (en millions $) 83 63 224 158
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Profit brut (en millions $) 12 5 25 28
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Profit brut, en % 15 8 11 18
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Bénéfice avant impôts (en millions $) 11 5 22 25
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Chiffre des ventes
(en millions de kgU) (1, 2) 6,7 7,0 18,5 16,6
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Chiffre de la production
(en millions de kgU) (2) 4,1 2,9 13,2 11,4
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(1) Kilogrammes d'uranium
(2) Comprend les ventes et la production de Zircatec
Résultats des services de combustible
Les résultats actuels et les perspectives liées aux services de combustible reflètent le report de revenu et les frais associés aux livraisons de services de conversion de 1,0 million de kgU, en rapport avec les accords d'emprunt de produits de réserve décrits sous la rubrique Secteur de l'entreprise d'uranium. Le report a pour effet d'abaisser le revenu reporté de 9 millions $. Le profit brut sur les livraisons de services de conversion reportées a été de 1 million $.
Comme dans le cas du revenu d'uranium reporté, le moment des recettes en espèces liées au revenu reporté est le même que pour toute autre vente et il n'est pas affecté par le traitement comptable appliqué au revenu. Ainsi donc, les flux de trésorerie ne sont pas influencés par le report. Cameco comptabilisera le revenu reporté et les frais associés lorsque les accords d'emprunt se termineront, ou encore, si des emprunts sont faits, lorsque les emprunts seront remboursés et que cette partie de la facilité sera terminée.
Quatrième trimestre
Au quatrième trimestre de 2006, le revenu provenant de notre entreprise de services de combustible a augmenté de 32 % et s'est chiffré à 83 millions $, par rapport à la période correspondante de 2005, en raison de l'inclusion du revenu de Zircatec. La plupart des ventes de conversion se font à prix fermes et n'ont pas encore profité pleinement de l'importante hausse récente du prix de l'UF6 dans le marché au comptant. Le chiffre des ventes a fléchi de 4 % par rapport à 2005.
Le coût total des produits et des services vendus, AER compris, a été de 71 millions $, contre 57 millions $ en 2005. Cette hausse est attribuable à l'inclusion des frais de vente de Zircatec et à la hausse du coût des produits de conversion achetés, qui ont enregistré une tendance à la hausse concomitamment à la hausse du prix au comptant de l'UF6.
Au quatrième trimestre de 2006, le bénéfice avant impôts a augmenté à 11 millions $, depuis 5 millions $ à la période correspondante de 2005.
Exercice 2006 complet
En 2006, le revenu provenant de notre entreprise de services de combustible a augmenté de 42 % et a atteint 224 millions $, par rapport à 2005, par suite de l'inclusion des revenus provenant de Zircatec et d'une hausse de 12 % des livraisons de services de combustible. Le moment des livraisons des produits nucléaires au cours d'une année civile demeure à la discrétion des clients. Une hausse de 1 % du prix de vente réalisé moyen a contribué un peu à la progression du revenu. Comme on l'a déjà précisé ci-dessus, la plupart des ventes de conversion se font à prix fermes et n'ont pas encore profité pleinement de l'importante hausse du prix de l'UF6 dans le marché au comptant.
Le coût total des produits et des services vendus, AER compris, a été de 199 millions $ en 2006, contre 130 millions $ en 2005. La hausse des coûts est attribuable à l'augmentation du chiffre des ventes de produits de conversion, à l'inclusion des frais de vente de Zircatec et à la hausse du coût des produits de conversion achetés, qui ont enregistré une tendance à la hausse concomitamment à la hausse du prix au comptant de l'UF6.
En 2006, le bénéfice avant impôts provenant de l'entreprise de services de combustible a baissé à 22 millions $, depuis 25 millions $ à la période correspondante de 2005. La baisse de la rentabilité est attribuable à la hausse du coût des produits, tant achetés que produits.
Perspectives pour le premier trimestre de 2007 associées aux services de combustible
Au premier trimestre de 2007, le revenu provenant de nos services de combustible devrait être environ le tiers de celui du quatrième trimestre en raison de la baisse prévue des livraisons. On prévoit que le prix réalisé moyen sera un peu moindre.
Perspectives pour l'exercice 2007 associées aux services de combustible
Cameco prévoit qu'en 2007 le revenu provenant de l'entreprise de services de combustible sera presque 20 % supérieur à celui de 2006, en raison de la hausse prévue de 10 % des livraisons et de l'amélioration du prix de vente réalisé moyen.
Le chiffre des ventes de produits de services de combustible en 2007 devrait se chiffrer au total à 20,2 millions de kgU, à comparer aux ventes de 18,5 millions de kgU en 2006.
Les perspectives sur les résultats financiers pour le premier trimestre et pour 2007 pour le secteur de l'entreprise des services de combustible sont fondées sur les hypothèses clés suivantes :
- aucun changement important de nos estimations visant le chiffre de ventes, les coûts et les prix;
- aucune perturbation de l'approvisionnement provenant de nos installations ou de tiers; et
- un taux de change au comptant US/CA de 1,16 $.
Analyse de sensibilité du prix des services de combustible
La plupart des ventes de services de combustible se font à prix fermes, indexés à l'inflation. A court terme, les résultats financiers de Cameco liés aux services de combustible sont relativement peu sensibles à l'évolution du prix au comptant des produits de conversion. Les contrats à prix fermes plus récents reflètent habituellement les prix à plus long terme au moment de l'attribution du contrat. Ainsi donc, au cours des prochaines années, notre portefeuille de contrats visant des services de conversion profitera de l'effet positif de ces contrats à prix fermes plus élevés.
Mise à jour sur le marché de la conversion d'UF6
Le prix des produits de conversion d'UF6 dans le marché au comptant a augmenté un peu au cours du trimestre. Voici maintenant le prix moyen dans le marché au comptant de l'industrie (TradeTech et UxC) des services de conversion en Amérique du Nord et en Europe.
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31 déc. 30 sept. 31 déc. 30 sept.
2006 2006 2005 2005
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Prix moyen dans le marché au comptant
($US/kgU)
Amérique du Nord 11,75 11,63 11,50 11,50
Europe 12,38 12,00 11,50 11,50
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Voici maintenant les prix à long terme moyens de l'industrie (TradeTech
et UxC) des services de conversion en Amérique du Nord et en Europe.
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31 déc. 30 sept. 31 déc. 30 sept.
2006 2006 2005 2005
------------------------------------------------------------------------
Prix à long terme moyen
($US/kgU)
Amérique du Nord 12,25 12,25 12,00 12,00
Europe 13,75 13,50 12,88 13,13
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Mise à jour concernant l'exploitation des services de combustible
Production
Usine de Blind River
Nous avons produit 3,7 millions de kgU sous forme d'UO3 au quatrième trimestre de 2006, contre 4,0 millions de kgU au quatrième trimestre de 2005. La baisse de production reflète le calendrier de production, plutôt qu'une baisse de capacité de production. Pour l'exercice, la production a atteint le sommet de 17,2 millions de kgU, à comparer à 15,1 millions de kgU en 2005. La hausse est attribuable à l'utilisation de l'affinerie pour produire de l'UO3 destiné à Springfields Fuels Ltd (SFL).
On prévoit que la production sera de 3,8 millions de kgU au premier trimestre de 2007, à comparer à 5,3 millions de kgU au premier trimestre de 2006. La baisse reflète la baisse des expéditions à SFL au cours du trimestre. Nous prévoyons que la production annuelle en 2007 sera d'environ 16,0 millions de kgU pour satisfaire les besoins tant de Port Hope que de SFL.
A la mi-décembre 2006, nous avons reçu de la CCSN l'approbation de l'EE visant l'ajout de matériel antipollution à l'incinérateur de notre exploitation de Blind River. Ce matériel est nécessaire pour assurer la conformité aux nouvelles normes canadiennes applicables aux émissions d'incinérateur, entrées en vigueur en janvier 2007. L'installation du matériel est commencée. L'usine de Blind River requiert une modification de son permis d'exploitation pour permettre l'utilisation de ce nouveau matériel, qui est assujetti à l'approbation de la CCSN. Nous prévoyons que l'incinérateur sera prêt à recevoir le matériel vers la fin du premier trimestre de 2007.
L'EE visant le relèvement proposé de la capacité de production prévue au permis de Blind River, depuis 18 à 24 millions de kgU par année, a été déposée auprès de la CCSN, pour examen.
A la mi-décembre 2006, la deuxième audience, de deux audiences liées au permis, visant un nouveau permis d'exploitation de cinq ans pour Blind River, a été tenue par la CCSN, à Ottawa. Une décision relative à l'audience est attendue en février.
Usine de conversion de Port Hope
Nous avons produit dans nos usines de conversion de Port Hope 3,8 millions de kgU sous forme d'UF6 et d'UO2 au quatrième trimestre de 2006, contre 2,9 millions de kgU au quatrième trimestre de 2005. La hausse de production reflète les progrès importants réalisés en rapport avec l'accroissement de la capacité de production de fluor de l'usine d'UF6. Ceci porte à 12,5 millions de kgU la production totale pour l'exercice, à comparer à 11,4 millions de kgU en 2005. La hausse reflète l'accroissement de la capacité de production de fluor et d'autres améliorations d'usine réalisées au cours de l'année.
Nous prévoyons qu'au premier trimestre de 2007, la production sera de 3,8 millions de kgU sous forme d'UF6 et d'UO2 et que la production pour l'année sera de 13,8 millions de kgU.
La CCSN n'a pas encore précisé l'envergure préliminaire de l'étude environnementale complète requise pour le projet Vision 2010. Ce projet propose le nettoyage et la modernisation du site des installations de conversion de Port Hope. La conception et les travaux techniques préliminaires pour le projet sont en cours.
Fabrication de combustible
Comme nous avons acquis Zircatec le 1er février 2006, le rapport sur la production de 2006 porte sur onze mois de l'exercice. L'objectif pour la période de onze mois de 2006 était de 749 000 kgU et notre production effective a été de 721 000 kgU. L'écart par rapport à la prévision est attribuable aux défis liés au matériel et au nombre insuffisant de préposés à l'exploitation au début de l'année. Nous prévoyons rattraper le manque à réaliser l'objectif au début de 2007, lorsque la demande de produits à livrer sera plus faible.
La CCSN n'a pas encore émis les lignes directrices visant le rapport d'étude environnementale à déposer, à l'appui des modifications devant être apportées à l'usine pour fabriquer les faisceaux de combustible nouveau destinés aux réacteurs Bruce. Suite à une directive de la CCSN, Zircatec a arrêté les travaux de construction associés aux modifications, en attendant l'approbation de l'EE.
La fabrication de tous les 26 faisceaux de combustible nouveau à rayonnement de démonstration est terminée. Tous ces éléments ont été expédiés à Bruce Power et douze faisceaux sont actuellement en place dans un réacteur de Bruce B.
Permis d'exploitation de Port Hope
La deuxième de deux audiences de permis visant un nouveau permis d'exploitation de cinq ans tant pour l'installation de conversion que pour l'usine de fabrication de combustible de Zircatec, a été tenue par la CCSN à Port Hope, à la fin de novembre. Une décision liée à ces audiences est attendue en février.
Relations de travail liées à l'exploitation de Port Hope
Les conventions collectives intéressant les employés syndiqués chez Zircatec et à l'usine de conversion de Port Hope viennent à échéance le 1er juin 2007 et le 30 juin 2007, respectivement.
PRODUCTION DE NUCLEOELECTRICITE
Ces résultats financiers reflètent la nouvelle structure de partenariat constituée le 31 octobre 2005, à la suite de la division de l'actif du site de Bruce Power entre les exploitations de Bruce B (BPLP) et les exploitations de Bruce A (Bruce Power A Limited Partnership ou BALP). A compter du 1er novembre 2005, la participation de Cameco de 31,6 % dans BPLP comprend les quatre réacteurs de Bruce B, mais ne comprend pas les réacteurs A.
Immédiatement à la suite de la restructuration, Cameco a entrepris de procéder à la consolidation proportionnelle de sa part des résultats financiers de BPLP. L'adoption de cette nouvelle méthode comptable a été incitée par les changements progressifs apportés à l'accord de partenariat, qui ont amené le contrôle mixte par les trois partenaires principaux. La consolidation proportionnelle est requise dans le cas des investissements dans des entités dont le contrôle est mixte. Pour 2006, nos résultats reflètent une exploitation à quatre réacteurs. Pour les dix premiers mois de 2005, nos résultats financiers reflétaient une exploitation à six réacteurs, qui a été comptabilisée selon la méthode de consolidation.
Faits saillants
Bruce Power Limited Partnership (base de 100 %) (1)
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Trimestres terminés Exercices terminés
le 31 décembre le 31 décembre
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2006 2005 2006 2005
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Production - en térawattheures
(TWh) (1) 6,0 6,2 25,8 30,8
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Facteur de capacité (en %) (2) 85 75 91 79
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Prix réalisé ($ le MWh) 46 57 48 58
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Prix au comptant moyen
de l'électricité en Ontario
($ le MWh) 43 71 46 68
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(en millions $)
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Revenu 278 356 1 242 1 787
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Frais d'exploitation (3) 230 258 807 1 202
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Coûts liés à la trésorerie 202 209 701 1 008
- exploitation et entretien 157 162 523 779
- combustible 17 15 65 73
- loyer supplémentaire (4) 28 32 113 156
Coûts hors trésorerie (amortissement) 28 49 106 194
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Bénéfice avant intérêts et
frais financiers 48 98 435 585
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Intérêts et frais financiers 12 13 47 65
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Bénéfice avant impôts (5) 36 85 388 520
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Flux de trésorerie
provenant de l'exploitation 81 260 514 771
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Dépenses d'immobilisations 38 83 103 323
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Frais d'exploitation ($ le MWh) 38 42 31 39
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Distributions (6) 65 818 480 1 033
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(1) En 2006, BPLP comprend les quatre réacteurs B, alors qu'en 2005,
BPLP comprenait six réacteurs (quatre réacteurs B et deux réacteurs
A) pour les dix premiers mois et quatre réacteurs B pour le reste de
l'année.
(2) Le facteur de capacité pour une période spécifique représente la
quantité d'électricité réellement produite aux fins de vente, par
rapport à la quantité d'électricité que les centrales peuvent
produire aux fins de vente, ce rapport étant exprimé en pourcentage.
(3) Déduction faite des récupérations de coûts.
(4) Le loyer supplémentaire est d'environ 28,3 millions $ par réacteur
en exploitation, pour 2006.
(5) Exclut la perte de 149 millions $ comptabilisée lors de la
restructuration de BPLP le 31 octobre 2005.
(6) Les distributions en 2005 comprennent 633 millions $ attribuables à
la restructuration de Bruce Power. La part de Cameco a été de 200
millions $.
Au quatrième trimestre de 2006, BPLP a généré des flux de trésorerie d'exploitation de 81 millions $, en regard de 260 millions $ au quatrième trimestre de 2005. La baisse reflète un prix de vente réalisé moindre résultant de l'importante baisse du prix de l'électricité dans le marché au comptant et des changements liés aux besoins en fonds de roulement. En raison du calendrier des ventes, le solde des comptes-clients a augmenté de 32 millions $ au quatrième trimestre de 2006, alors qu'il avait baissé de 62 millions $ au quatrième trimestre de 2005. Au quatrième trimestre de 2006, les dépenses d'immobilisations se sont chiffrées au total à 38 millions $, à comparer à 83 millions $ pour la période correspondante de 2005.
BPLB a également distribué 65 millions $ aux associés au quatrième trimestre. La part de Cameco a été de 21 millions $. Les associés ont convenu que tous les flux de trésorerie excédentaires futurs seront distribués sur une base mensuelle et que des appels de fonds distincts seront faits pour les grands projets d'immobilisations.
Bénéfice de Cameco provenant de BPLP
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Trimestres terminés Exercices terminés
le 31 décembre le 31 décembre
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(en millions $) 2006 2005 2006 2005
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Bénéfice de BPLP avant impôts
(100 %) (1) 36 85 388 520
------------------------------------------------------------------------
Part de Cameco du bénéfice avant
impôts avant ajustements 11 27 122 164
------------------------------------------------------------------------
Ajustements de propriétaire 2 3 6 6
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts provenant de
BPLP 13 30 128 170
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(1) Ne comprend pas la perte de 149 millions $ comptabilisée lors de la
restructuration de Bruce Power le 31 octobre 2005.
Quatrième trimestre
Bénéfice avant impôts
Le bénéfice avant impôts de Cameco provenant de BPLP s'est chiffré à 13 millions $ au quatrième trimestre, à comparer à 30 millions $ à la période correspondante de 2005. Cette baisse en 2006 est attribuable à la baisse du prix réalisé, compensée en partie par la baisse des frais d'exploitation.
Production
BPLP a réalisé un facteur de capacité de 85 % au quatrième trimestre de 2006, en regard de 75 % à la période correspondante de 2005. Au quatrième trimestre de 2006, les réacteurs de BPLP ont produit 6,0 TWh d'électricité, contre 6,2 TWh en 2005, ce qui comprenait la production provenant des deux réacteurs en exploitation de Bruce A jusqu'au 31 octobre 2005.
Voici maintenant des précisions sur les travaux d'entretien faits pour BPLP au quatrième trimestre de 2006.
Interruptions prévues
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Bruce B Réacteur 8 - Le réacteur 8 a été remis en exploitation le
19 novembre après une interruption prévue qui
a commencé le 9 septembre, pour remplacer des
ailettes de turbine à basse pression,
inspecter des voies de combustible et
effectuer des travaux d'entretien routiniers.
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Interruptions imprévues
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Bruce B Réacteur 8 - Le réacteur 8 a été remis en exploitation le
27 novembre à la suite d'une interruption qui
a commencé le 24 novembre, pour permettre
l'exécution de travaux d'entretien électrique
sur un transformateur.
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Au quatrième trimestre de 2006, les réacteurs B ont été hors réseau durant 52 jours, ce qui comprend neuf jours liés à des interruptions imprévues. Au quatrième trimestre de 2005, les réacteurs B ont enregistré 66 jours d'entretien prévu et 29 jours d'interruptions imprévues.
Prix
Au quatrième trimestre de 2006, le revenu de BPLP lié à l'électricité a baissé à 278 millions $, depuis 356 millions $ à la période correspondante de 2005, en raison de la baisse du prix au comptant et de la baisse de la production provenant d'un site à quatre réacteurs.
Le prix de vente réalisé obtenu grâce à un ensemble de ventes à contrat et de ventes au comptant a été en moyenne de 46 $ le MWh pour le trimestre, en baisse depuis 57 $ le MWh au trimestre correspondant de 2005. Pour le trimestre, le prix de l'électricité dans le marché au comptant de l'Ontario a été en moyenne de 43 $ le MWh, à comparer à 71 $ le MWh au quatrième trimestre de 2005. La baisse du prix au comptant enregistrée pour le trimestre est attribuable à la baisse de la demande attribuable au temps doux, à la demande déprimée dans le secteur industriel, à la baisse du prix du gaz naturel et à la plus grande production hydroélectrique.
Pour atténuer son exposition aux prix du marché au comptant, BPLP a un portefeuille de contrats de ventes à prix fermes. Au quatrième trimestre de 2006, environ 54 pour cent de la production de BPLP a été vendue en vertu de contrats à prix fermes, en hausse depuis le niveau de 53 % enregistré à la période correspondante de 2005.
Cameco fournit des garanties aux clients en vertu de ses contrats, jusqu'à concurrence de 74 millions $. Le 31 décembre 2006, l'exposition réelle de Cameco en vertu de ces garanties était de 2 millions $. En outre, Cameco a convenu de fournir des garanties jusqu'à concurrence de 133 millions $ à la Commission canadienne de sûreté nucléaire (CCSN) et des garanties de 58 millions $ à Ontario Power Generation (OPG) à l'appui d'autres engagements de Bruce Power. De ces montants, des garanties de la Société étaient émises, de 24 millions $ à la CCSN, et de 58 millions $ à OPG, le 31 décembre 2006.
Frais
Les frais d'exploitation, amortissement compris, ont été de 230 millions $ au quatrième trimestre de 2006, à comparer à 258 millions $ pour la période correspondante de 2005. Environ 95 pour cent des frais d'exploitation de BPLP sont fixes. Comme tels, la plupart des coûts sont encourus que les installations soient en exploitation ou non. En termes de MWh, les frais d'exploitation au quatrième trimestre de 2006 ont été de 38 $ le MWh, à comparer à 42 $ le MWh au quatrième trimestre de 2005.
Exercice 2006 complet
Bénéfice avant impôts
Pour l'exercice 2006, le bénéfice avant impôts provenant de BPLP a été de 388 millions $, à comparer à 520 millions $ (ce qui exclut la perte de 149 millions $ comptabilisée lors de la restructuration de Bruce Power) en 2005. Le nombre réduit de jours perdus attribuables aux interruptions prévues en 2006, associé à la nette baisse des interruptions forcées, a contribué au relèvement important du facteur de capacité et à la baisse des frais d'exploitation du réacteur. Toutefois, la baisse du prix de l'électricité dans le marché au comptant a annulé ces gains.
Production
Pour l'exercice, les réacteurs de BPLP ont réalisé un facteur de capacité de 91 %, à comparer à 79 % à la période correspondante de l'exercice précédent. Ces réacteurs ont produit 25,8 TWh en 2006, à comparer à 30,8 TWh (ce qui comprend 8,2 TWh provenant des réacteurs A jusqu'au 31 octobre 2005) à la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse reflète pour une bonne part la perte de production provenant des réacteurs A par suite du changement à un site à quatre réacteurs en 2006, en regard d'un site à six réacteurs pour la plus grande partie de 2005. La baisse a été compensée en partie par l'accroissement de la production provenant des réacteurs B.
Prix
En 2006, le revenu de l'électricité de BPLP a été au total de 1 242 millions $, en regard de 1 787 millions $ en 2005. Au cours de l'exercice, le prix réalisé par BPLP a été en moyenne de 48 $ le MWh pour un ensemble de ventes à contrat et de ventes au comptant, à comparer à 58 $ le MWh à l'exercice précédent. Le prix au comptant de l'électricité en Ontario a été en moyenne d'environ 46 $ le MWh pour l'exercice, en regard de 68 $ le MWh à l'exercice précédent.
En 2006, environ 51 pour cent de la production de BPLP a été vendue en vertu de contrats à prix fermes, à comparer à 48 % en 2005.
Frais
En 2006, les frais d'exploitation ont été de 807 millions $, en regard de 1 202 millions $ en 2005. Cette baisse est attribuable surtout aux coûts d'un site à quatre réacteurs en 2006, par rapport au site à six réacteurs en 2005, et à la hausse des coûts associés aux interruptions prévues et forcées en 2005. En 2006, les frais d'exploitation ont baissé à 31 $ le MWh, depuis 39 $ le MWh en 2005.
Considérations liées aux perspectives associées à BPLP
Les résultats financiers provenant de BPLP sont influencés par un certain nombre de facteurs, notamment par le rendement d'exploitation, les frais et le prix réalisé. Le rendement d'exploitation est affecté par les interruptions prévues et imprévues. Le total des frais est relativement peu sensible à l'évolution de la production puisque environ 95 pour cent des frais d'exploitation de BPLP sont fixes et que la plupart des frais sont encourus que les installations soient en exploitation ou non. Comme tels, les coûts unitaires dépendent de la production et sont sujets à d'importantes fluctuations si la production évolue. Cameco comptabilise les frais liés à BPLP déduction faite des récupérations. Les prix réalisés sont constitués d'un ensemble de ventes faites en vertu de contrats à prix fermes et de ventes faites dans le marché au comptant de l'électricité en Ontario. Le prix dans le marché au comptant de l'Ontario dépend d'un certain nombre de facteurs, notamment de l'approvisionnement et de la demande en électricité. La demande d'électricité est très sensible à l'évolution du temps en Ontario.
Perspectives associées à BPLP pour le premier trimestre de 2007
Une interruption est prévue, au premier trimestre de 2007. Le réacteur B 6 a été interrompu le 20 janvier et on prévoit sa remise en exploitation au début du deuxième trimestre. On prévoit donc que les coûts unitaires moyens de BPLP seront d'environ 46 $ le MWh, en regard de 38 $ au quatrième trimestre de 2006. Nous prévoyons, au premier trimestre, un nombre de jours d'interruption plus grand qu'au quatrième trimestre de 2006.
Nous prévoyons qu'au premier trimestre de 2007, le revenu de BPLP sera d'environ 5 % supérieur à celui du quatrième trimestre de 2006, puisque les prix réalisés prévus plus élevés feront plus que compenser la baisse de la production. Au quatrième trimestre de 2006, le prix réalisé moyen a été de 46 $ le MWh.
Perspectives associées à BPLP pour 2007
On prévoit qu'en 2007, les facteurs de capacité des réacteurs B seront en moyenne d'au moins 90 %, ce qui est semblable aux 91 % réalisés en 2006. Après avoir investi beaucoup de fonds pour la remise en état des réacteurs B au cours des dernières années, nous prévoyons que la baisse importante du temps et des dépenses consacrés aux programmes de remise en état se poursuivra en 2007, et une seule interruption est prévue, comme on l'a déjà précisé ci-dessus sous la rubrique Perspectives associées à BPLP pour le premier trimestre de 2007.
En 2007, le coût unitaire moyen devrait augmenter à 34 $ le MWh, à comparer à 31 $ en 2006. On prévoit que le total des coûts augmentera de 12 % en 2007, par rapport à 2006. La hausse est attribuable surtout à l'augmentation des frais liés au personnel et des frais d'exploitation et d'entretien associés au traitement de l'eau lourde, aux coûts du combustible ainsi qu'à la baisse des récupérations occasionnelles, par rapport à 2006. En outre, on prévoit une hausse des frais d'amortissement en 2007, associée à l'ajout du nouvel immeuble de l'administration et à d'autres projets d'immobilisations.
Nous prévoyons que le revenu de BPLP en 2007 sera de 18 % plus élevé qu'en 2006, en raison presque exclusivement de la hausse des prix réalisés prévus, qui comprennent les prix des contrats à prix ferme et les prix de l'électricité dans le marché au comptant de l'Ontario. Les prix au comptant sont très sensibles à l'évolution du temps en Ontario. En 2006, le prix réalisé moyen a été de 48 $ le MWh.
Les perspectives de BPLP pour le premier trimestre et pour 2007 supposent que les réacteurs B atteindront leur facteur de capacité ciblé et qu'il n'y aura pas de changement important pour ce qui regarde les estimations actuelles des coûts et des prix.
Analyse de sensibilité du prix de l'électricité
Pour 2007, BPLP a des contrats de 7 TWh, ce qui devrait représenter environ 25 pour cent de la production de Bruce B, au facteur de capacité prévu. Pour 2007, un changement de 1,00 $ le MWh du prix au comptant de l'électricité en Ontario modifierait le bénéfice après impôts de Cameco provenant de BPLP d'environ 4 millions $.
Dépenses d'immobilisations de BPLP en 2007 (base de 100 %)
On prévoit que le programme de dépenses d'immobilisations de BPLP se chiffrera à 149 millions $, au total. Ceci comprend 55 millions $ au poste du capital de soutien, le solde étant lié à des projets majeurs, à des améliorations et au nouveau combustible.
------------------------------------------------------------------------ Programme d'immobilisations Spécifique de BPLP pour 2007 à Bruce B Capital mixte Total BPLP Catégorie Projets majeurs 17 $ 16 $ 33 $ Améliorations 15 - 15 Soutien 23 32 55 Nouveau combustible 46 - 46 ------------------------------------------------------------------------ Total, Programme d'immobilisations 101 $ 48 $ 149 $ ------------------------------------------------------------------------
Cameco prévoit que le financement de ces projets proviendra entièrement des flux de trésorerie de BPLP. Toutefois, les fonds disponibles dépendront des prix dans le marché de l'électricité et du rendement d'exploitation des réacteurs de BPLP.
OR
Cameco détient environ 53 pour cent de Centerra, qui est inscrite à la Bourse de Toronto sous le symbole CG. Centerra possède et exploite deux mines : Kumtor, située en République Kirghize, et Boroo, située en Mongolie.
Faits saillants d'ordre financier
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Trimestres terminés Exercices terminés
le 31 décembre le 31 décembre
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2006 2005 2006 2005
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Revenu (en millions $) 100 88 414 412
------------------------------------------------------------------------
Profit brut (en millions $) 11 22 101 107
------------------------------------------------------------------------
Profit brut en % 11 25 24 26
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Prix réalisé ($ US l'once) 604 476 597 433
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Chiffre des ventes (onces) 146 000 158 000 610 000 781 000
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Production d'or (onces) (1) 142 000 167 000 587 000 787 000
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(1) Représente 100 % de la production provenant des mines Kumtor et
Boroo.
Résultats associés à l'or
Quatrième trimestre
Pour le trimestre terminé le 31 décembre 2006, le revenu provenant de notre entreprise d'or a augmenté de 12 millions $, par rapport au quatrième trimestre de 2005, et a été de 100 millions $. La hausse du revenu est attribuable à la progression du prix réalisé, qui a plus que compensé l'effet de la baisse de production de Kumtor à la suite du mouvement de paroi d'exploitation à ciel ouvert survenu en juillet 2006. Le prix réalisé de l'or a progressé à 604 $ (US) l'once pour le trimestre, à comparer à 476 $ (US) l'once au quatrième trimestre de 2005, en raison de la hausse du prix dans le marché au comptant.
La production de Kumtor a été de 62 000 onces, à comparer à 99 000 onces au quatrième trimestre de 2005. Cette baisse est attribuable à la teneur moindre du minerai d'alimentation de l'usine, qui a titré en moyenne 2,2 grammes la tonne (g/t) pour le trimestre, contre 2,8 g/t à la période correspondante de 2005.
La production à Boroo a été de 80 000 onces pour le trimestre, à comparer à 68 000 onces au quatrième trimestre de 2005. La teneur moyenne du minerai d'alimentation de l'usine a été de 4,8 g/t, en regard de 3,9 g/t à la période correspondante de l'exercice précédent.
Exercice 2006 complet
En 2006, le revenu provenant de notre entreprise d'or a augmenté de 2 millions $ et s'est chiffré à 414 millions $, par rapport à 412 millions $ en 2005, alors que la marge bénéficiaire brute a fléchi à 24 % La hausse du revenu est attribuable à la hausse du prix de l'or, annulée en partie par la baisse de la production de Kumtor. Le prix réalisé de l'or a progressé à 597 $ (US) l'once en 2006, à comparer à 433 $ (US) l'once en 2005, en raison de la hausse des prix dans le marché au comptant.
La production de Kumtor pour l'exercice a été de 304 000 onces, contre 501 000 onces en 2005. Cette baisse est attribuable au mouvement de paroi de l'exploitation à ciel ouvert survenu en juillet 2006 et à la baisse de la teneur du minerai d'alimentation de l'usine, qui a été en moyenne de 2,3 g/t pour la période, à comparer à 3,4 g/t en 2005.
La production à Boroo a été de 283 000 onces pour l'exercice, à comparer à 286 000 onces en 2005. La teneur moyenne du minerai d'alimentation de l'usine a été de 4,3 g/t, en regard de 4,2 g/t à la période correspondante de l'exercice précédent.
Perspectives relatives à l'or pour l'exercice 2006
Dans l'ensemble, la production en 2007, sur une base de 100 %, devrait atteindre un total s'inscrivant dans la fourchette de 700 000 à 720 000 onces d'or. A Kumtor, la production pour l'exercice complet 2007 devrait être d'environ 450 000 à 460 000 onces d'or. A Boroo, sur une base de 100 %, la production devrait s'inscrire dans la fourchette de 250 000 à 260 000 onces d'or en 2007. Le revenu de l'or devrait augmenter d'environ 20 % en 2007, par rapport à 2006. Cette perspective pour l'entreprise d'or repose sur les hypothèses clés suivantes :
- la production prévue par Centerra est réalisée,
- un prix de l'or de 600 $ (US) l'once dans le marché au comptant,
- un taux de change au comptant US/CA de 1,16 $,
- Centerra peut conserver les permis et les autorisations nécessaires émis par les autorités gouvernementales pour atteindre la production prévue; et
- l'absence de perturbation de la production en raison de phénomènes naturels, de conflits de travail ou d'autres risques liés au développement et à l'exploitation.
Mise à jour sur le marché de l'or
Le prix moyen de l'or dans le marché au comptant au quatrième trimestre de 2006 a été de 606 $ (US) l'once, en hausse de 25 % par rapport aux 485 $ (US) l'once en 2005.
Analyse de sensibilité du prix de l'or
En 2006, un changement de 25,00 $ (US) l'once du prix au comptant de l'or modifierait le revenu de Cameco d'environ 21 millions $ (CA), le flux de trésorerie d'environ 15 millions $ (CA) et le bénéfice net d'environ 8 millions $ (CA).
Mise à jour sur le contexte politique
République Kirghize
La situation politique en République Kirghize continue d'évoluer. Le président Kirghize a obtenu d'importants pouvoirs constitutionnels au moyen d'amendements à la constitution présentés à la fin de 2006. Le gouvernement a démissionné le 19 décembre 2006. Un nouveau Premier ministre a été nommé le 1er février 2007 et la nouvelle structure du gouvernement a été approuvée par le Parlement. On prévoit que le Cabinet sera constitué sous peu.
La grande visibilité de Kumtor en République Kirghize continue d'attirer l'attention des organismes gouvernementaux et de faire l'objet de débats chez les parlementaires. Le Premier ministre a demandé à Cameco d'aborder un certain nombre de questions relatives à la mine Kumtor. Cameco est heureuse de l'occasion qui lui est fournie de discuter de ces questions et a l'intention de profiter de cette occasion pour consolider ses rapports avec le nouveau gouvernement. Si ces questions ne sont pas résolues, le risque pour la mine Kumtor s'accentuera.
En décembre 2006, à la demande directe du gouvernement, Centerra a versé des montants faisant l'objet de contentieux en rapport avec des taxes foncières et une prime pour le travail en haute altitude à verser à ses employés de la mine Kumtor. Centerra a entrepris des démarches en arbitrage international dans le but de récupérer les montants faisant l'objet du litige. Centerra prévoit que ces différends seront réglés au premier semestre de 2007. Le montant total faisant l'objet du litige pour 2006 est d'environ 7 millions $ (US).
Centerra poursuit ses efforts afin d'établir des relations plus étroites avec les communautés locales dans le but d'assurer un appui régional généralisé à ses exploitations.
Mongolie
Centerra poursuit ses négociations relatives à son accord de stabilité de Boroo et à son accord d'investissement Gatsuurt avec le gouvernement de Mongolie, dans un contexte de grand nationalisme au pays. Le ministre des Finances a allégué certaines violations fiscales imputées à Centerra et il a avisé la Société le 15 janvier 2007 que l'accord de stabilité de Boroo sera résilié si les violations alléguées ne sont pas corrigées dans les 120 jours. Centerra a réagi et a déclaré que dans tous les cas la Société a corrigé les violations alléguées ou qu'elle s'oppose fermement à la dénonciation de violations. Centerra croit que ce différend sera entièrement réglé dans le cadre des négociations liées aux accords de Boroo et de Gatsuurt.
Le Parlement de Mongolie continue de débattre des changements récents apportés à la législation minière et des possibilités d'application de la taxe sur les profits exceptionnels ainsi que de la participation de l'Etat à divers projets miniers. Le gouvernement a reconnu que la taxe sur les avantages exceptionnels ne s'appliquera pas au projet Boroo; toutefois, il est réticent à accorder une protection semblable pour ce qui regarde la taxe sur les avantages exceptionnels et d'autres modifications au projet Gatsuurt, de Centerra.
Conformément à un accord conclu entre Centerra Gold Mongolia Limited (CGM) et Gatsuurt LLC, une société de la Mongolie à responsabilité limitée traitant sur un pied d'égalité, en vertu duquel CGM a acquis les permis Gatsuurt, CGM a convenu de transférer le permis portant sur la zone centrale de la propriété Gatsuurt à Gatsuurt LLC si CGM ne menait pas à terme une étude de faisabilité avant le 31 décembre 2005. CGM a mené à terme une étude de faisabilité en décembre 2005. Au début de 2006, Gatsuurt LLC a informé Centerra qu'à son avis CGM ne s'était pas conformée à son obligation. Gatsuurt LLC a récemment entrepris des procédures auprès du tribunal d'arbitrage national de Mongolie, en alléguant le non-respect des dispositions par CGM et en demandant la remise du permis. CGM a l'intention de contester la compétence du tribunal d'arbitrage et continue de considérer la plainte de Gatsuurt LLC comme futile.
NOUVELLES DE L'INDUSTRIE NUCLEAIRE
Nouvelles concernant les réacteurs du monde
En 2006, deux réacteurs ont été raccordés au réseau électrique : l'un en Inde et l'autre en Chine. En Inde, Tarapur-3 a été mis en exploitation commerciale en août 2006, alors qu'en Chine, Tianwan-1 devrait être mis en exploitation commerciale au printemps 2007. Il y a eu huit fermetures de réacteurs en 2006 : quatre au Royaume-Uni, deux en Bulgarie, un en Slovaquie et un autre en Espagne. Par ailleurs, il y a eu neuf mises à niveau de réacteurs. Le résultat net a été un accroissement de la capacité nucléaire de 525 mégawatts électriques (MWe).
Etats-Unis
Le 10 janvier 2007, le Département de l'énergie (DOE) des Etats-Unis a rendu public un cadre général en rapport avec le Programme de partenariat mondial de l'énergie nucléaire (Global Nuclear Energy Partnership : le GNEP). Le cadre proposé comporte des détails quant aux moyens que prendront les Etats-Unis pour réaliser les objectifs suivants :
- accroître la capacité nucléaire pour satisfaire la demande énergétique croissante;
- élaborer, démontrer et déployer des technologies avancées pour permettre le recyclage du combustible nucléaire épuisé, sans séparation du plutonium;
- élaborer, démontrer et déployer des réacteurs avancés et des réacteurs résistant à la prolifération nucléaire;
- établir des services de combustible fiables à l'échelle mondiale; et
- mettre au point des sauvegardes améliorées pour s'assurer que les systèmes d'énergie nucléaire servent à des fins pacifiques.
D'abord annoncé en février 2006, le programme GNEP comprend un programme de services de combustible qui permettrait aux pays en développement d'acquérir et d'utiliser l'énergie nucléaire sur une base économique, tout en minimisant les risques de prolifération nucléaire. Le GNEP fait partie de l'Initiative énergétique avancée (Advanced Energy Initiative) du gouvernement américain visant à atténuer la dépendance des Etats-Unis envers le pétrole importé.
Le 18 décembre 2006, le président Bush a signé la loi intitulée United States-India Peaceful Atomic Energy Cooperation Act, un pas important sur la voie du commerce nucléaire civil avec l'Inde. Ce projet de loi sur la coopération de l'Inde et des Etats-Unis en matière d'énergie atomique a été adopté par le Sénat des Etats-Unis, à 85 voix contre 12, en novembre, à la suite de son adoption par la Chambre des représentants. Les deux pays doivent maintenant conclure un accord bilatéral, connu aux Etats-Unis sous le nom de 123 civil nuclear agreement; il s'agit essentiellement d'une codification des négociations des dix-huit derniers mois. Les mesures additionnelles nécessaires, avant que le commerce puisse être entrepris, comprennent l'approbation par le Parlement de l'Inde, la négociation par l'Inde d'un accord de sauvegarde avec l'Agence internationale de l'énergie atomique (AIEA) et l'approbation par le NSG (Nuclear Suppliers Group), qui représente 45 pays. Chaque pays désirant commercer avec l'Inde doit négocier un accord bilatéral.
Aux Etats-Unis, le permis d'exploitation des deux réacteurs de Nine Mile Point, de Constellation Energy, à New York, a été renouvelé pour une période de vingt ans par la Nuclear Regulatory Commission (NRC) et le permis prévoit maintenant leur exploitation respective jusqu'en 2029 et 2046. La capacité nette réunie des réacteurs se chiffre à 1 750 MWe. La NRC a également prolongé le permis de la centrale nucléaire Monticello, de 570 MWe, de Nuclear Management Company (NMC), située au Minnesota, jusqu'en 2030, tout comme celui de la centrale Palisades, de 790 MWe, de la NMC, située au Michigan, jusqu'en 2031.
Le 14 novembre 2006, Progress Energy a annoncé le dépôt d'une demande auprès de la NRC visant le renouvellement du permis de vingt ans de sa centrale électrique Harris, située en Caroline du Nord. Le permis actuel du réacteur à eau sous pression, à tranche unique, de 900 MWe, échoit en 2026. Le 22 novembre, Entergy a annoncé son intention de demander un prolongement de permis de vingt ans lié à sa centrale nucléoélectrique d'Indian Point, située près de la ville de New York. L'ancien maire de la ville de New York, M. Rudy Giuliani et le cofondateur de Greenpeace, M. Patrick Moore, ont tous deux manifesté leur appui à cette initiative de renouvellement de permis. La centrale Indian Point comprend deux réacteurs à eau sous pression ayant une capacité nette réunie de plus de 2 000 MWe.
Des 103 réacteurs aux Etats-Unis, 48 ont fait l'objet de prolongements de leur cycle d'exploitation utile, et les exploitants de 34 réacteurs ont demandé des prolongements de cycle d'exploitation ou ont manifesté leur intention de ce faire. Ceci représente plus de 80 pour cent de tous les réacteurs américains.
Europe
Une nouvelle étude publiée par la Commission européenne (CE), intitulée "World Energy Technology Outlook 2050", prévoit que la part de l'énergie nucléaire et des ressources renouvelables dans l'approvisionnement énergétique principal de l'Europe pourrait doubler et atteindre quelque 40 % vers 2050. A l'échelle mondiale, l'étude prévoit qu'environ 30 pour cent de la consommation énergétique totale sera satisfaite au moyen de ressources renouvelables et d'énergie nucléaire, avec un accroissement "massif" après 2030, en raison du déploiement de grands parcs éoliens au large des côtes et de l'exploitation des centrales nucléoélectriques de la IVe génération.
Un rapport préliminaire, commandé par le ministre de l'Energie de Belgique, intitulé "Belgium's Energy Challenges Towards 2030", recommande l'utilisation de l'énergie nucléaire à long terme pour satisfaire les engagements visant la réduction du CO2, l'amélioration de la sécurité énergétique et le maintien de la stabilité économique. La politique belge actuelle prévoit la fermeture de toutes les centrales électriques nucléaires d'ici à 2025. Toutefois, la Belgique obtient actuellement plus de la moitié de son électricité de sources nucléaires, et le rapport prévient que, en raison de l'évolution de la conjoncture (c'est-à-dire des changements climatiques et du prix des combustibles), il serait très coûteux d'aller de l'avant en procédant à l'élimination progressive du nucléaire.
Le 31 décembre 2006, la Bulgarie a fermé les réacteurs 3 et 4 de sa centrale nucléaire Kozloduy. Ces deux réacteurs de 440 MWe ont été fermés dans le cadre de l'accord devant permettre l'admission de la Bulgarie à l'Union Européenne (UE). Les réacteurs avaient été mis en exploitation commerciale en 1980 et en 1982. Après ces fermetures, il ne reste en exploitation à la centrale que deux réacteurs de 1 000 MWe.
Le réacteur 1 de la centrale électrique nucléaire Bohunice, en Slovaquie, a été fermé le 31 décembre 2006. La fermeture était liée aux engagements pris par la Slovaquie lors de son admission à l'UE en 2004, visant la fermeture du réacteur 1 en 2006, et la fermeture du réacteur 2 en 2008. La fermeture du réacteur de vingt-huit ans fait disparaître 440 MWe, soit 9 pour cent de la capacité de production électrique de la Slovaquie.
Le 1er novembre 2006, Fortum a annoncé le dépôt d'une demande auprès du ministère du Commerce et de l'industrie de la Finlande visant le prolongement du permis d'exploitation de sa centrale électrique nucléaire Loviisa, comprenant deux réacteurs, jusqu'en 2030. Loviisa comprend deux réacteurs VVER-440 ayant une capacité nette réunie de 976 MWe et générant 10 pour cent de l'électricité consommée en Finlande. Loviisa est la plus ancienne centrale de Finlande et ses deux réacteurs ont été mis en exploitation en 1977 et en 1980.
Autres
Le 29 décembre 2006, le Premier ministre de l'Australie, M. John Howard, a présenté la version finale du rapport d'un groupe de travail gouvernemental intitulé "Uranium Mining, Processing and Nuclear Energy - Opportunities for Australia?". Le rapport préconise l'accentuation de l'exploitation minière d'uranium et des exportations afin de satisfaire la demande croissante et il suggère le déploiement de l'énergie nucléaire à compter de 2020 au moyen de 25 réacteurs destinés à produire plus du tiers de l'électricité de l'Australie vers 2050. Monsieur Howard a déclaré aux journalistes que les gouvernements d'Etat de l'Australie devraient mettre fin à leurs interdictions visant l'exploration et l'exploitation minière d'uranium et supprimer les restrictions actuelles autour de l'Australie sur l'exportation d'uranium.
Dans son document intitulé "Perspectives énergétiques mondiales", l'Agence internationale de l'énergie (AIE) a déclaré qu'en l'absence de modifications des politiques, la demande mondiale d'énergie pourrait augmenter de 53 % vers 2030, provoquant ainsi une crise d'approvisionnement et que les émissions de CO2 à l'échelle mondiale pourraient augmenter de 55 %. On prévoit que plus de 70 pour cent de cette demande accrue proviendra de pays en développement, et que la Chine et l'Inde figureront en tête de liste. Le rapport précise que l'énergie nucléaire pourrait nettement contribuer à atténuer la dépendance envers le pétrole importé et à réduire les émissions de CO2 de manière économique, en raison de l'abondance du combustible d'uranium.
La Russie a adopté un programme de développement de l'énergie nucléaire en deux étapes, de 54 milliards $ (US), dans le but d'accroître la part du nucléaire de la production d'électricité générée au pays, depuis 16 % à 19 % d'ici à 2015. L'objectif principal du programme est d'assurer la sécurité énergétique de la Russie par la mise en exploitation d'une nouvelle série de réacteurs nucléaires standards, ayant une capacité installée totale d'au moins deux GWe par année. En février 2006, le directeur de Rosatom, M. Sergei Kiriyenko, a annoncé le projet de la Russie d'investir jusqu'à 75 milliards $ (US) dans l'énergie nucléaire jusqu'en 2030, pour construire quarante nouveaux réacteurs et pour relever à 25 % la part de l'énergie nucléaire. Rosatom est le principal organisme russe responsable de l'énergie nucléaire.
LIQUIDITES ET RESSOURCES EN CAPITAL
Depuis le 30 septembre 2006, il n'y a pas eu de changements importants liés aux liquidités et aux ressources en capital.
Engagements commerciaux
Les engagements commerciaux au 31 décembre 2006 ont baissé un peu, à 297 millions $, depuis 299 millions $ le 30 septembre 2006. Nos obligations de fournir des garanties financières à l'appui de BPLP ont diminué de 8 millions $, alors que les lettres de crédit de réserve ont augmenté de 6 millions $, à la fin du trimestre. Le 31 décembre 2006, les engagements commerciaux comprenaient des lettres de crédit de réserve de 213 millions $ et des garanties financières pour BPLP de 84 millions $.
Cotes de solvabilité
Le tableau suivant présente les évaluations de tiers portant sur les
effets de commerce, les titres de dette de premier rang et les
débentures convertibles de Cameco, au 31 décembre 2006 :
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Titres DBRS S&P
------------------------------------------------------------------------
Effets de commerce R-1 (low) A-1 (low)(i)
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Débentures non garanties
de premier rang A (low) BBB+
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Débentures convertibles BBB (high) Non coté
------------------------------------------------------------------------
(i) A-1 (low) est la cote de l'Échelle nationale canadienne, alors que
la cote de l'Échelle générale est A-2.
Dette
En plus des flux de trésorerie provenant de l'exploitation, les emprunts permettent d'obtenir des liquidités. Cameco a une capacité d'emprunt suffisante pour répondre à ses besoins actuels et a accès à des lignes de crédit non garanties d'environ 750 millions $.
Des prêteurs commerciaux ont fourni une facilité de crédit renouvelable non garantie sur cinq ans de 500 millions $, accessible jusqu'au 30 novembre 2011. Par accord mutuel, la facilité peut être prolongée pour une année de plus. En plus des emprunts directs contractés en vertu de cette facilité, jusqu'à 100 millions $ peuvent être utilisés pour l'émission de lettres de crédit et, dans la mesure où c'est nécessaire, jusqu'à 400 millions $ peuvent être affectés afin de fournir des liquidités à l'appui du programme d'effets commerciaux de la Société. Cette facilité a un rang égal à tous les autres emprunts de premier rang de Cameco. Le 31 décembre 2006, aucun montant n'était dû en vertu de cette facilité de crédit.
Cameco peut faire des emprunts directement auprès d'investisseurs en émettant des effets de commerce, jusqu'à concurrence de 400 millions $. Le 31 décembre 2006, aucun montant n'était dû en vertu du programme d'effets de commerce.
Diverses institutions financières ont conclu des accords permettant de fournir à Cameco jusqu'à 250 millions $ environ sous forme d'emprunts à court terme et de lettres de crédit. Ces ententes servent surtout à satisfaire les exigences d'ordre réglementaire visant le dépôt de garanties financières en rapport avec le retrait éventuel de l'exploitation d'installations et la remise en état éventuelle de nos sites d'exploitation. Le 31 décembre 2006, les lettres de crédit en circulation se chiffraient à 213 millions $ en vertu de ces facilités.
Cameco a négocié des facilités de lettres de crédit distinctes pour soutenir les facilités d'emprunt de produits de réserve, comme il est décrit ci-dessous.
Facilités d'emprunt de produits
Cameco a négocié avec deux de ses clients des facilités d'emprunts de produits de réserve. Ces arrangements, qui ont été finalisés en juin et en juillet 2006, permettent à Cameco d'emprunter jusqu'à 5,6 millions de livres d'équivalents d'U3O8 durant la période de 2006 à 2008, avec remboursement en 2008 et en 2009. De cette matière, jusqu'à 1,4 million de kgU peut être emprunté sous forme d'UF6. En vertu des facilités d'emprunt, des honoraires (ou droits) de réserve variant de 0,5 % à 2,25 % doivent être versés en fonction de la valeur marchande des facilités, et l'intérêt doit être versé en fonction de la valeur marchande de tout montant utilisé, à des taux variant de 4,0 % à 5,0 %. Tout emprunt sera garanti par des lettres de crédit et doit être remboursé en nature.
Le revenu provenant des livraisons futures à ces contreparties (jusqu'à la limite des facilités d'emprunt) fera l'objet d'un report jusqu'à ce que les arrangements d'emprunt soient terminés ou, s'ils sont utilisés, jusqu'à ce que les emprunts soient remboursés et que cette partie de la facilité soit terminée.
La valeur marchande des facilités est fondée sur le prix marchand coté des produits le 31 décembre 2006 et elle était d'environ 416 millions $ (US). Le 31 décembre 2006, aucun montant d'emprunt n'était dû par la Société dans le cadre de ces facilités.
Cameco a négocié des facilités de lettres de crédit de 300 millions $ (US) échéant en 2010 à l'appui de ces facilités d'emprunt de produits de réserve. Le 31 décembre 2006, aucun montant n'était échu en vertu de ces facilités de lettres de crédit.
Renseignements supplémentaires
Il n'y a eu aucun changement important pour ce qui regarde les obligations contractuelles de Cameco depuis le 31 décembre 2005, ce qui comprend les versements exigibles pour les cinq prochaines années et par la suite. Pour obtenir des précisions sur ces obligations contractuelles, on se reportera à l'EAD, du Rapport annuel de 2005 de Cameco.
Pour obtenir des précisions sur les engagements et les réserves, se reporter à la note 15 des états financiers consolidés, portant la date du 31 décembre 2006.
DONNEES SUR LES ACTIONS EN CIRCULATION
Le 31 décembre 2006, il y avait 352,3 millions d'actions ordinaires et une action de classe B en circulation. En outre, il y avait 7,4 millions d'options d'achat d'actions en circulation, à des prix d'exercice variant entre 3,13 $ et 41,00 $ l'action. Cameco a également des débentures convertibles d'un montant de 230 millions $ en circulation. Cette émission pourrait être convertie en un total de 21,2 millions d'actions ordinaires, au prix de conversion de 10,83 $ l'action. Les débentures peuvent être rachetées par Cameco à compter du 1er octobre 2008 au prix de rachat au pair, auquel il faudra ajouter les intérêts courus. Au cours actuel de l'action, nous prévoyons que les porteurs actuels procéderont à la conversion en capitaux propres.
PERSONNES AYANT LES QUALIFICATIONS APPROPRIEES
La divulgation de l'information scientifique et technique concernant les propriétés suivantes de Cameco, présentées dans le présent communiqué et dans l'EAD, a été préparée par les personnes suivantes ayant les qualifications appropriées aux fins de la Norme canadienne 43-101, ou sous la supervision de celles-ci :
------------------------------------------------------------------------ Personnes ayant les qualifications appropriées Propriétés ------------------------------------------------------------------------ - Gary Haywood, ingénieur professionnel, à McArthur River/Key Lake l'emploi de Cameco à titre de directeur général de l'exploitation de McArthur River - Les Yesnik, ingénieur professionnel, à l'emploi de Cameco à titre de directeur général de l'exploitation de Key Lake ------------------------------------------------------------------------ - Barry Schmitke, ingénieur professionnel, Cigar Lake à l'emploi de Cameco à titre de directeur général du projet de Cigar Lake ------------------------------------------------------------------------ - Ian Atkinson, géologue professionnel agréé, Kumtor à l'emploi de Centerra à titre de vice-président à l'Exploration ------------------------------------------------------------------------
MISE EN GARDE RELATIVE AUX ENONCES PROSPECTIFS
Les énoncés contenus dans le présent EAD, qui ne sont pas des faits ou des données rétrospectives, sont des énoncés prospectifs; ils comportent des risques, des incertitudes et d'autres facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent sensiblement de ceux exprimés ou implicites dans ces énoncés prospectifs. Les facteurs susceptibles de causer de telles différences, sans toutefois se limiter au caractère général des éléments cités ci-dessous, comprennent les facteurs suivants : l'impact du chiffre des ventes de services de fabrication de combustible, d'uranium, de services de conversion d'électricité générée et d'or; la volatilité et la sensibilité aux prix marchands de l'uranium, des services de conversion, de l'électricité en Ontario et de l'or; la concurrence; l'impact de l'évolution des taux de change et les taux d'intérêt; l'imprécision des estimations liées au retrait de l'exploitation des installations, à la remise en état des terres, aux réserves et à la fiscalité; les risques associés à l'environnement et à la sécurité, notamment les charges réglementaires accrues et l'évacuation à long terme des résidus; les conditions géologiques ou hydrologiques imprévues; les conditions d'exploitation minière adverses; les risques politiques découlant de l'exploitation d'installations dans certains pays en développement; le terrorisme; le sabotage; la détérioration possible de l'appui politique à l'énergie nucléaire; les changements apportés aux politiques et aux règlements gouvernementaux, y compris les politiques et les lois régissant la fiscalité et le commerce; la demande d'énergie nucléaire; le remplacement de la production; l'échec à obtenir et à conserver les permis et les approbations nécessaires des autorités gouvernementales; les initiatives d'ordre législatif et réglementaire visant la déréglementation, la réglementation ou la restructuration de l'industrie des services d'électricité en Ontario; la réglementation des taux de l'électricité en Ontario; les phénomènes naturels, comprenant le mauvais temps, les incendies, les inondations, les envahissements souterrains, les tremblements de terre, les défaillances de parois d'exploitation et les effondrements de terrain; la capacité de maintenir et d'améliorer les relations de travail positives; les grèves ou les fermetures ("lock-out"); le rendement d'exploitation, la perturbation de l'exploitation et le cycle d'exploitation utile des installations de la Société et des clients; la baisse de la production d'électricité causée par le prolongement des interruptions prévues au-delà des périodes prévues ou encore par les interruptions imprévues; la réussite des projets de mise en valeur prévus; et les autres risques associés au développement et à l'exploitation.
Même si Cameco estime que les hypothèses inhérentes aux énoncés prospectifs sont raisonnables, on se gardera d'accorder trop d'importance à ces énoncés, qui ne s'appliquent qu'à compter de la date de la présente communication. Cameco nie toute intention ou obligation de mettre à jour ou de réviser tout énoncé prospectif, par suite d'information nouvelle, d'événements éventuels ou d'autres facteurs.
RENSEIGNEMENTS A L'INTENTION DES INVESTISSEURS
Actions ordinaires Demandes de renseignements Agent des transferts
CCO Cameco Corporation CIBC Mellon Trust
Bourse de Toronto 2121, 11ième Rue Ouest Company
Saskatoon, Saskatchewan 320, rue Bay, C.P. 1
CCJ S7M 1J3 Toronto, Ontario
Bourse de New York M5H 4A6
Débentures Téléphone : 306-956-6200 Téléphone : 800-387-0825
convertibles Télécopieur : 306-956-6318 (Amérique du Nord)
CCO.DB Site Internet : cameco.com Téléphone : 416-643-5500
Bourse de Toronto (hors de l'Amérique du
Nord)
Cameco Corporation
Faits saillants
(non vérifiés)
(Tel qu'ajusté - (Tel qu'ajusté -
note 1(i)) note 1(i))
Trimestres terminés le Exercices terminés le
31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc.
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Données financières (en millions)
Revenu 512 $ 522 $ 1 832 $ 1 313 $
Bénéfice d'exploitation 36 59 335 121
Bénéfice net 40 83 376 215
Bénéfice net ajusté (i) 40 76 274 208
Flux de trésorerie fourni
par l'exploitation 13 91 418 278
Fonds de roulement (fin de la
période) 852 889
Dette nette par rapport
à la capitalisation 12 % 9 %
Par action ordinaire
Bénéfice net - avant dilution 0,11 $ 0,24 $ 1,07 $ 0,62 $
- après dilution 0,11 0,23 1,02 0,60
- après dilution,
ajusté (i) 0,11 0,21 0,75 0,58
Dividende 0,04 0,03 0,16 0,12
Nombre moyen pondéré d'actions
ordinaires payées en
circulation (en milliers) 352 172 348 932 351 224 347 864
Prix moyen au comptant de
l'uranium pour la période
(US$/lb) 65,21 $ 34,79 $ 49,60 $ 28,67 $
Chiffre des ventes
Uranium (en milliers de lbs
d'U3O8) 9 021 15 506 32 073 34 208
Services de combustible (tU) 6 676 7 007 18 539 16 642
Or (onces Troy) 146 000 158 000 610 000 781 000
Électricité (TWh) 2,0 2,0 8,2 9,7
Nota : Les montants sont exprimés en dollars canadiens, sauf avis
contraire.
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés le Exercices terminés le
Production Part de 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc.
de Cameco Cameco 2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Production d'uranium
(en milliers de lbs
d'U3O8)
McArthur River 69,8 % 3 194 2 645 13 066 13 066
Rabbit Lake 100,0 % 1 393 1 520 5 127 6 022
Crow Butte 100,0 % 186 200 729 832
Smith Ranch
Highland 100,0 % 618 397 2 044 1 342
------------------------------------------------------------------------
Total 5 391 4 762 20 966 21 262
------------------------------------------------------------------------
Services de combustible
(tU) 100,0 % 4 050 2 873 13 204 11 448
Or (Onces troy)
Kumtor 100,0 % 63 000 99 000 304 000 501 000
Boroo 100,0 % 80 000 68 000 283 000 286 000
------------------------------------------------------------------------
Total 143 000 167 000 587 000 787 000
------------------------------------------------------------------------
(i) Le bénéfice net pour l'exercice terminé le 31 décembre 2006 a été
ajusté de manière à exclure 73 millions $ (0,19 $ par action après
dilution) de bénéfice net associé à la récupération d'impôts
attribuable aux modifications apportées à la législation fiscale
adoptées par les gouvernements fédéral et provincial ainsi que 29
millions $ (0,08 $ par action après dilution) de bénéfice net lié à
un gain sur la vente de nos intérêts dans la coentreprise Fort à la
Corne. Le bénéfice net pour le trimestre et pour l'exercice terminés
le 31 décembre 2005 a été ajusté de manière à exclure 69 millions $
(0,19 $ par action après dilution) de bénéfice net lié au gain sur
la vente d'actions d'Energy Resources of Australia Ltd ainsi que 62
millions $ (0,17 $ par action après dilution) de pertes nettes liées
à la restructuration de Bruce Power Limited Partnership. Le bénéfice
net ajusté est une mesure non PCGR. Cameco est d'avis que
l'exclusion de ces postes permet une meilleure comparaison des
résultats financiers de la Société d'une période à l'autre.
Cameco Corporation
Bilan consolidé
(non vérifié)
(En milliers) (Tel qu'ajusté - note 1(i))
Au
------------------------------
31 déc. 2006 31 déc. 2005
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Actif
Actif à court terme
Espèces et quasi-espèces 334 089 $ 623 193 $
Comptes-clients 403 280 340 498
Stocks 416 479 399 675
Approvisionnements et frais payés d'avance 191 831 152 790
Partie à court terme de créances à long
terme investissements et autres 8 745 8 303
------------------------------------------------------------------------
1 354 424 1 524 459
Biens, usines et équipement 3 312 152 2 871 337
Créances à long terme, investissements
et autres 293 714 196 747
Écart d'acquisition (note 13) 180 139 180 232
------------------------------------------------------------------------
3 786 005 3 248 316
------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 5 140 429 $ 4 772 775 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Passif et capitaux propres
Éléments de passif à court terme
Comtes-fournisseurs et charges
à payer 402 806 $ 350 398 $
Dividendes à verser 14 092 10 487
Partie à court terme de la dette à long
terme 7 900 156 699
Partie à court terme d'autres passifs 30 881 43 725
Impôts futurs 46 289 73 910
------------------------------------------------------------------------
501 968 635 219
Dette à long terme 696 691 702 109
Provision pour remise en état 228 496 167 568
Autres éléments de passif 232 370 98 609
Impôts futurs 339 451 444 942
------------------------------------------------------------------------
1 998 976 2 048 447
Participation minoritaire 400 071 360 697
Capitaux propres
Capital-actions 812 769 779 035
Surplus d'apport 540 173 529 245
Bénéfices non répartis 1 428 206 1 108 748
Conversion cumulée de devises étrangères (39 766) (53 397)
------------------------------------------------------------------------
2 741 382 2 363 631
------------------------------------------------------------------------
Total du passif et des capitaux propres 5 140 429 $ 4 772 775 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Cameco Corporation
États consolidés des résultats financiers
(non vérifiés)
(En milliers)
(Tel qu'ajusté - (Tel qu'ajusté -
note 1(i)) note 1(i))
Trimestres terminés le Exercices terminés le
31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc.
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Revenu provenant des
produits et services 512 069 $ 522 265 $ 1 831 690 $ 1 312 655 $
------------------------------------------------------------------------
Dépenses
Produits et services
vendus 334 984 341 099 1 127 772 814 032
Amortissement, épuisement
et remise en état 58 642 66 882 199 665 197 516
Administration 43 813 30 278 143 014 110 187
Exploration 14 686 17 680 58 152 57 468
Travaux correctifs de
Cigar Lake (note 5) 20 559 - 20 559 -
Recherche et développement 799 486 2 682 2 410
Intérêts et autres frais
(note 6) 2 576 7 612 (3 708) 12 103
Perte (gain) sur la
vente d'actifs (note 7) 458 (291) (51 826) (1 739)
------------------------------------------------------------------------
476 517 463 746 1 496 310 1 191 977
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice provenant de
l'exploitation 35 552 58 519 335 380 120 678
Bénéfice provenant de
Bruce Power (note 2) - 25 226 - 165 775
Autres revenus (dépenses)
(note 8) (744) (10 607) 10 046 (13 989)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts et
participation minoritaire 34 808 73 138 345 426 272 464
Frais d'impôts (récupération)
(note 9) (8 540) (13 986) (68 843) 30 257
Participation minoritaire 3 008 4 409 38 554 26 738
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 40 340 $ 82 715 $ 375 715 $ 215 469 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice par action ordinaire
avant dilution (note 10) 0,11 $ 0,24 $ 1,07 $ 0,62 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice par action ordinaire
après dilution (note 10) 0,11 $ 0,23 $ 1,02 $ 0,60 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Cameco Corporation
États consolidés des bénéfices non répartis
(non vérifiés)
(En milliers)
(Tel qu'ajusté -
note 1(i))
Exercices terminés le
31 déc. 31 déc.
2006 2005
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Bénéfices non répartis, en début de période
Tel que présenté antérieurement 1 114 693 $ 938 809 $
Modification de la politique comptable visant
la rémunération fondée sur des actions
(note 1(i)) (5 945) (3 783)
------------------------------------------------------------------------
Tel qu'ajusté 1 108 748 $ 935 026 $
Bénéfice net 375 715 215 469
Dividendes sur actions ordinaires (56 257) (41 747)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfices non répartis, en fin de période 1 428 206 $1 108 748 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés
Cameco Corporation
États consolidés des flux de trésorerie
(non vérifiés)
(En milliers) (Tel qu'ajusté - (Tel qu'ajusté -
note 1(i)) note 1(i))
Trimestres terminés le Exercices terminés le
31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc.
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Activités liées à l'exploitation
Bénéfice net 40 340 $ 82 715 $ 375 715 $ 215 469 $
Postes n'exigeant pas
(fournissant) un flux
de trésorerie :
Amortissement, épuisement et
remise en état 58 642 66 882 199 665 197 516
Provision pour impôts futurs
(note 9) (49 330) (36 160) (184 639) (51 723)
Revenu reporté reconnu ( 3 793) (2 793) (43 449) (25 286)
Pertes non réalisées sur
instruments dérivés 9 702 4 962 10 400 10 513
Rémunération fondée
sur des actions
(note 11) 2 995 2 342 17 549 16 913
Perte (gain) sur la vente
d'actifs (note 7) 458 (291) (51 826) (1 739)
Travaux correctifs de Cigar
Lake (note 5) 15 356 - 15 356 -
Bénéfice provenant de
Bruce Power (note 2) - (25 226) - (165 775)
Participation à la perte
(bénéfice) de sociétés
associées
(note 8) 744 735 5 320 (184)
Autres dépenses - 10 254 - 16 577
Participation minoritaire 3 008 4 409 38 554 26 738
Autres postes liés à
l'exploitation (note 14) (64 810) (16 737) 35 375 38 517
------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie fourni
par l'exploitation 13 312 91 092 418 020 277 536
------------------------------------------------------------------------
Activités liées aux investissements
Acquisition d'entreprises,
déduction faite de
l'encaisse acquise - - (83 856) -
Ajouts aux biens, aux
usines et à l'équipement (148 576) (111 230) (459 559) (284 929)
Restructuration de Bruce
Power - 200 000 - 200 000
Produit net de la vente
de l'investissement dans
Energy Resources
of Australia Ltd - 101 956 - 101 956
Augmentation des créances
à long terme, des
investissements et autres (2 562) (688) (29 687) (6 077)
Produits de la vente de biens,
d'usines et d'équipement 46 9 307 46 404 10 532
------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie fourni par
(utilisé pour)
les investissements (151 092) 199 345 (526 698) 21 482
------------------------------------------------------------------------
Activités de financement
Remboursement de la dette (1 700) (1 000) (156 700) (167 233)
Financement à court terme - - - (14 544)
Émission de débentures,
déduction faite des frais
d'émission - - - 297 750
Émission d'actions 1 882 5 804 27 058 25 199
Dividendes (14 084) (10 463) (52 660) (39 970)
------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie fourni
par (utilisé pour)
le financement (13 902) (5 659) (182 302) 101 202
------------------------------------------------------------------------
Hausse (baisse) de l'encaisse
durant la période (151 682) 284 778 (290 980) 400 220
Évolution du taux de change
sur les soldes de trésorerie
de devises étrangères 12 642 113 1 876 (9 662)
Hausse de l'encaisse
attribuable aux modifications
comptables - 43 103 - 43 103
Encaisse, en début
de période 473 129 295 199 623 193 189 532
------------------------------------------------------------------------
Encaisse, en fin de période 334 089 $ 623 193 $ 334 089 $ 623 193 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Renseignements supplémentaires
sur les flux de trésorerie
Intérêts versés 11 334 $ 5 798 $ 53 551 $ 26 610 $
Impôts payés 22 659 $ 8 405 $ 115 352 $ 48 429 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés
Cameco Corporation
Notes aux états financiers consolidés
(non vérifiés)
1. Politiques comptables
Les présents états financiers consolidés ont été préparés selon les principes comptables généralement reconnus (PCGR) au Canada et selon les mêmes principes comptables et méthodes d'application que pour les états financiers consolidés annuels les plus récents. Comme les états financiers intermédiaires n'incluent pas toutes les informations à fournir exigées par les PCGR, ils devraient être lus de concert avec les états financiers consolidés annuels de Cameco intégrés au rapport annuel de 2005. Certaines données correspondantes pour la période antérieure ont été regroupées de manière à correspondre à la présentation adoptée pour la période courante.
i) Rémunération fondée sur des actions
En juillet 2006, le Comité des problèmes nouveaux (CPN) a émis l'Abrégé no 162, intitulé Rémunération à base d'actions des salariés admissibles à la retraite avant la date d'acquisition. Le CPN-162 précise que le coût de la rémunération attribuable aux options et aux attributions d'actions, attribuées aux employés qui sont admissibles à la retraite ou qui le deviendront au cours de la période d'acquisition des actions, devrait être constaté immédiatement si l'employé est admissible à la retraite à la date d'attribution ou au cours de la période comprise entre la date d'attribution et la date à laquelle l'employé devient admissible à la retraite. Le CPN-162 exige l'application avec effet rétroactif à toutes les attributions de rémunération à base d'actions comptabilisées conformément au chapitre 3870 du Manuel de l'ICCA, intitulé Rémunérations et autres paiements à base d'actions. Ceci diffère de la pratique courante qui reconnaît la dépense durant la période comprise entre la date d'attribution et la date d'acquisition.
L'effet cumulé du changement de politique sur le bilan au 31 décembre 2005 prend la forme d'une hausse du surplus d'apport de 5 945 000 $ et d'une baisse des bénéfices non répartis de 5 945 000 $. L'effet du changement de politique sur l'état des résultats financiers au 31 décembre 2005 prend la forme d'une baisse de bénéfice de 2 162 000 $ (0,01 $ par action).
2. Bruce Power L.P. ("BPLP")
Cameco détient une participation de 31,6 % dans la société en commandite BPLP. Avant le 1er novembre 2005, Cameco comptabilisait sa participation dans BPLP à la valeur de consolidation. Depuis le 1er novembre 2005, Cameco procède à la consolidation proportionnelle de sa participation dans BPLP.
Garanties financières.
A titre d'associé dans BPLP, Cameco a fourni les garanties financières suivantes, pour des périodes variées, qui vont jusqu'en 2018 :
i) Garanties de permis à la Commission canadienne de sûreté nucléaire jusqu'à concurrence de 133 300 000 $. Le 31 décembre 2006, l'exposition réelle de Cameco en vertu de ces garanties était de 23 700 000 $.
ii) Garanties à des clients dans le cadre de contrats de vente d'énergie, pouvant atteindre 74 000 000 $. Le 31 décembre 2006, l'exposition réelle de Cameco dans le cadre de ces garanties était de 2 400 000 $.
iii) Versements de résiliation à Ontario Power Generation Inc., conformément au bail, de 58 300 000 $.
3. Dettes à long terme
La juste valeur des débentures convertibles en circulation, fondée sur le cours des débentures le 31 décembre 2006, était d'environ 957 000 000 $.
Cameco a négocié avec deux de ses clients des facilités d'emprunts de produits de réserve. Les arrangements, finalisés en juin et en juillet de 2006, permettent à Cameco d'emprunter jusqu'à 5 560 000 livres d'équivalent d'U3O8 au cours de la période de 2006 à 2008, avec remboursement en 2008 et en 2009. De cette matière, jusqu'à 1 400 000 kilogrammes d'uranium peuvent être empruntés sous la forme d'UF6. Tout emprunt sera garanti par des lettres de crédit et doit être versé en nature. En vertu des facilités d'emprunt, des honoraires (ou droits) de réserve variant de 0,5 % à 2,25 % doivent être versés en fonction de la valeur marchande des facilités, et l'intérêt doit être versé en fonction de la valeur marchande de tout montant utilisé, à des taux variant de 4,0 % à 5,0 %. Tout emprunt sera garanti par des lettres de crédit et doit être versé en nature.
Le revenu provenant des livraisons futures à ces contreparties (jusqu'à la limite des facilités d'emprunt) fera l'objet d'un report jusqu'à ce que les arrangements d'emprunt soient terminés, ou s'ils sont utilisés, jusqu'à ce que les emprunts soient remboursés et que cette partie de la facilité soit terminée.
La valeur marchande des facilités accessibles est fondée sur le prix marchand coté des produits le 31 décembre 2006 et elle était d'environ 416 000 000 $ (US). Le 31 décembre 2006, la Société n'avait pas de montant d'emprunt dû dans le cadre de ces facilités.
4. Capital-actions
a) Le 31 décembre 2006, il y avait 352 292 632 actions ordinaires en circulation.
b) Des options associées à 7 390 053 actions sont en circulation en vertu du régime d'options d'achat d'actions et celles-ci peuvent être exercées jusqu'en 2015. Au moment de l'exercice de certaines options existantes, des options additionnelles à hauteur de 55 000 actions seraient attribuées. Pour le trimestre terminé le 31 décembre 2006, 189 740 options ont été exercées (en 2005 : 818 320). Pour l'exercice terminé le 31 décembre 2006, 2 716 679 options ont été exercées (en 2005 : 3 473 760).
5. Travaux correctifs de Cigar Lake
Par suite de la venue d'eau survenue à Cigar Lake, Cameco a comptabilisé une dépense de 20 559 000 $. Du montant comptabilisé, 15 356 000 $ étaient liés à la dépréciation des actifs, et 5 203 000 $ étaient liés aux travaux correctifs. Les coûts futurs associés aux travaux correctifs seront comptabilisés au fur et à mesure qu'ils seront encourus.
6. Intérêts et autres
------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés le Exercices terminés le
(en milliers) 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc.
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Intérêt sur la dette
à long terme 9 671 $ 12 120 $ 43 223 $ 35 388 $
Autres frais d'intérêts
et charges de
financement 2 206 400 4 642 1 600
Revenu d'intérêt (12 506) (5 573) (32 348) (10 517)
Pertes sur change 1 139 3 995 1 413 3 719
Pertes sur
instruments dérivés 9 702 4 783 10 400 7 754
Intérêts capitalisés (7 636) (8 113) (31 038) (25 841)
------------------------------------------------------------------------
Net 2 576 $ 7 612 $ (3 708) $ 12 103 $
------------------------------------------------------------------------
7. Perte (gain) sur la vente d'actifs
------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés le Exercices terminés le
(en milliers) 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc.
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Intérêts dans la coentreprise
Fort à la
Corne - $ - $ (44 782) $ - $
Droits de vote dans
la coentreprise
Fort à la Corne - (161) (5 889) (161)
Autres 458 (130) (1 155) (1 578)
------------------------------------------------------------------------
Net 458 $ (291) $ (51 826) $ (1 739) $
------------------------------------------------------------------------
8. Autres revenus (Dépenses)
------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés le Exercices terminés le
(en milliers) 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc.
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Règlement d'assurances
(Kumtor) - $ - $ 15 366 $ - $
Participation au bénéfice
(perte) de sociétés
associées (744) (735) (5 320) 184
Vente de l'investissement dans
Energy Resources
Australia Ltd - 83 673 - 83 673
Dividendes sur portefeuille
d'investissements - - - 2 022
Dépréciation d'investissements
du portefeuille - - - (6 323)
Restructuration de BPLP - (93 545) - (93 545)
------------------------------------------------------------------------
Net (744) $ (10 607) $ 10 046 $ (13 989) $
------------------------------------------------------------------------
9. Frais d'impôts sur le bénéfice (récupération)
------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés le Exercices terminés le
(en milliers) 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc.
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Impôts courants 40 790 $ 22 174 $ 115 796 $ 81 980 $
Impôts futurs (49 330) (36 160) (184 639) (51 723)
------------------------------------------------------------------------
Frais d'impôts
(récupération) (8 540) $ (13 986) $ (68 843) $ 30 257 $
------------------------------------------------------------------------
Au deuxième trimestre, les gouvernements fédéral et provincial ont adopté des modifications à la législation fiscale courante, prévoyant la baisse des taux d'imposition des sociétés. L'effet réuni des modifications à la législation fiscale sur la charge d'impôt futur de Cameco a pris la forme d'une baisse de 73 000 000 $.
En outre, on a reçu confirmation de l'admissibilité aux fins de l'impôt de la surcharge provinciale sur les ressources imposée par la Saskatchewan pour les années antérieures à 2001. On a donc comptabilisé au deuxième trimestre une baisse de 12 000 000 $ au poste des impôts futurs. Au troisième trimestre, Cameco a pu comptabiliser une récupération additionnelle de 4 950 000 $.
10. Données sur les actions
------------------------------------------------------------------------
(Tel qu'ajusté - (Tel qu'ajusté -
note 1(i)) note 1(i))
------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés le Exercices terminés le
(en milliers) 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc.
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Calcul du bénéfice par
action avant dilution
Bénéfice net 40 340 $ 82 715 $ 375 715 $ 215 469 $
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires
en circulation 352 172 348 932 351 224 347 864
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice par action
ordinaire avant dilution 0,11 $ 0,24 $ 1,07 $ 0,62 $
------------------------------------------------------------------------
Calcul du bénéfice par action
après dilution
Bénéfice net 40 340 $ 82 715 $ 375 715 $ 215 469 $
Effet dilutif des :
Débentures convertibles 2 268 2 126 8 992 8 394
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net, en supposant
une dilution 42 608 $ 84 841 $ 384 707 $ 223 863 $
------------------------------------------------------------------------
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires
en circulation 352 172 348 932 351 224 347 864
Effet dilutif des :
Débentures convertibles 21 209 21 214 21 209 21 214
Options d'achat d'actions 3 927 5 354 4 402 4 614
------------------------------------------------------------------------
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires en
circulation, en supposant
une dilution 377 308 375 500 376 835 373 692
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice par action ordinaire,
après dilution 0,11 $ 0,23 $ 1,02 $ 0,60 $
------------------------------------------------------------------------
11. Rémunération fondée sur des actions
Régime d'options d'achat d'actions
Cameco a établi un régime d'options d'achat d'actions permettant l'attribution d'options d'achat d'actions ordinaires aux administrateurs et à d'autres employés de Cameco. Les options sont acquises sur trois ans et échoient huit ans après la date d'attribution. Les options attribuées avant 1999 échoient dix ans après la date d'attribution de l'option.
Le nombre total d'actions ordinaires peuvant être émises conformément au régime d'options d'achat d'actions de Cameco, ne doit pas dépasser 43 017 198, et 22 329 713 actions de ce nombre ont été émises.
Cameco comptabilise la dépense de rémunération avec crédit compensateur au surplus d'apport pour refléter la juste valeur estimative des options d'achat d'actions attribuées aux employés. Pour le trimestre terminé le 31 décembre 2006, le montant comptabilisé a été de 2 995 000 $ (en 2005 : 2 342 000 $). Pour l'exercice terminé le 31 décembre 2006, le montant comptabilisé a été de 17 549 000 $ (en 2005 : 16 913 000 $).
La juste valeur des options émises a été calculée en utilisant le modèle
de calcul du prix des options Black-Scholes et en retenant les
hypothèses suivantes :
------------------------------------------------------------------------
Exercices terminés le
31 déc. 31 déc.
(en milliers) 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Nombre d'options attribuées 1 537 330 2 631 180
Prix d'exercice moyen 41,04 $ 27,11 $
Dividende prévu 0,16 $ 0,12 $
Volatilité prévue 35 % 34 %
Taux d'intérêt sans risque 4,0 % 3,5 %
Durée d'options prévue 4 ans 4 ans
Taux de déchéance prévu 15 % 15 %
Justes valeurs à la date d'attribution,
moyenne pondérée 13,19 $ 8,36 $
------------------------------------------------------------------------
12. Acquisition d'entreprise
A compter du 1er février 2006, Cameco a acquis une participation de 100 % dans Zircatec Precision Industries, Inc., au prix de 108 884 000 $. Zircatec a pour entreprise principale la fabrication de faisceaux de combustible nucléaire destinés à la vente aux sociétés qui produisent de l'électricité au moyen de réacteurs Candu. L'acquisition a été comptabilisée selon la méthode de l'achat pur et simple et les résultats d'exploitation sont inclus dans les états financiers consolidés, à compter du 1er février 2006.
Les valeurs attribuées aux actifs nets acquis prennent la forme
suivante :
------------------------------------------------------------------------
(en milliers)
------------------------------------------------------------------------
Espèces et autres fonds de roulement 20 738 $
Actifs corporels 30 928
Actifs incorporels 118 819
Impôts futurs (40 836)
Passif net (20 765)
------------------------------------------------------------------------
Actif net acquis 108 884 $
------------------------------------------------------------------------
Financé par :
Espèces 88 884 $
Retenue 20 000
------------------------------------------------------------------------
108 884 $
------------------------------------------------------------------------
Le montant attribué aux actifs incorporels est associé à la propriété intellectuelle de l'entreprise. Il est amorti sur le profil de production estimatif de l'entreprise et 4 800 000 $ de l'actif incorporel a été amorti en 2006.
13. Ecart d'acquisition
Cameco vérifie l'écart d'acquisition afin d'identifier la perte de valeur possible sur une base annuelle et à tout autre moment si un événement se produit ou si l'évolution des circonstances est susceptible d'entraîner une perte de la juste valeur du secteur isolable en deçà du montant comptable. Au troisième trimestre de 2006, Cameco a terminé la vérification de perte de valeur de l'écart d'acquisition pour tous les secteurs isolables. Les résultats de cette vérification indiquent qu'il n'y a pas perte de valeur.
14. État des flux de trésorerie
Autres postes d'exploitation
------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés le Exercices terminés le
(en milliers) 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc.
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Stocks 34 768 $ 113 495 $ (63 623) $ (21 079) $
Comptes-clients (192 081) (166 514) 36 180 (78 552)
Comptes-fournisseurs et
charges courues 101 611 17 093 58 258 44 381
Distributions de
Bruce Power - 15 800 - 83 740
Autres (9 108) 3 389 4 560 10 027
------------------------------------------------------------------------
Total (64 810) $ (16 737) $ 35 375 $ 38 517 $
------------------------------------------------------------------------
15. Engagements et réserves
Voici maintenant les réclamations judiciaires importantes visant la Société et ses filiales.
a) La poursuite devant les tribunaux entreprise par Mountain West Mines Inc. a été rejetée et il n'y a pas eu d'incidences financières pour la filiale en propriété exclusive de Cameco, Power Resources Inc.
b) Le 12 février 2004, Cameco, Cameco Bruce Holdings II Inc., BPC Generation Infrastructure Trust et TransCanada Pipelines Limited (ensemble, le "Consortium") ont envoyé une lettre à British Energy Limited et à British Energy International Holdings Limited (ensemble, "BE") demandant, notamment, une indemnisation pour bris de représentations et garanties précisés dans l'Accord cadre d'achat tel que modifié et reformulé du 14 février 2003. Le bris allégué est lié au fait que les générateurs de vapeur du réacteur 8 n'étaient pas "en bon état et en état de fonctionner, eu égard à leur utilisation prévue et à leur âge". Ce défaut a été découvert lors d'une interruption prévue effectuée juste après la fermeture. L'interruption prévue a dû être prolongée sur une longue période à cause de ce défaut. Le Consortium a réclamé des dommages de 64 558 200 $, soit 79,8 % des dommages réellement subis, de 80 900 000 $, auxquels s'ajoute un montant non précisé pour tenir compte de la réduction du cycle d'exploitation utile des générateurs de vapeur. Une décision d'aller en arbitrage a été prise mais le début formel de la procédure n'a pas eu lieu parce les avocats du consortium et de BE ne se sont pas encore entendus sur la composition du groupe d'arbitrage.
En prévision de cette réclamation, BE a émis le 10 février 2006 et a ensuite signifié un énoncé de réclamation à Ontario Power Generation Inc. et à Bruce Power LP. Cet énoncé de réclamation demande des dommages pour tout montant dont BE sera tenue responsable, à verser au Consortium en rapport avec l'arbitrage lié au générateur de vapeur du réacteur 8, tel que décrit ci-dessus, dommages au montant de 500 000 000 $, auxquels s'ajoutent notamment les frais et les intérêts avant et après jugement. Cette poursuite est pendante en attendant d'autres développements en rapport avec l'arbitrage lié aux générateurs de vapeur du réacteur 8.
Après avoir étudié les faits avec ses avocats, la direction est d'avis que cette poursuite contre Bruce Power L.P. n'aura pas d'effet financier important sur la situation financière de Cameco, sur ses résultats d'exploitation et sur ses liquidités.
c) Une réclamation a été déposée auprès du Tribunal d'arbitrage national de Mongolie contre Centerra Gold Mongolia LLC, laquelle invoque le non respect d'un accord relatif à la propriété Gatsuurt. Le requérant demande le transfert à lui-même du permis principal de la propriété Gatsuurt. L'effet possible de cette réclamation ne peut être précisé à ce moment-ci. La direction est d'avis que les dispositions de l'accord ont été respectées intégralement et que la réclamation est futile.
16. Information sectorielle
Pour le trimestre terminé le Services de
31 déc. 2006 Uranium combustible Électricité
------------------------------------------------------------------------
Revenu 242 227 $ 83 496 $ 91 488 $
Dépenses
Produits et services vendus 138 342 63 214 63 462
Amortissement, épuisement et
remise en état 26 620 8 088 10 817
Exploration 7 196 - -
Travaux correctifs de Cigar Lake 20 559 - -
Recherche et développement - 799 -
Autres dépenses 753 - -
Perte (gain) sur la vente d'actifs (51) 509 -
Dépenses non sectorielles
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts
et participation minoritaire 48 808 10 886 17 209
Frais d'impôt sur le bénéfice
Participation minoritaire
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Inter-
Or sectoriel Total
------------------------------------------------------------------------
Revenu 99 811 $ (4 953) $ 512 069 $
Dépenses
Produits et services vendus 75 209 (5 243) 334 984
Amortissement, épuisement et
remise en état 13 321 (204) 58 642
Exploration 7 490 - 14 686
Travaux correctifs de Cigar Lake - - 20 559
Recherche et développement - - 799
Autres dépenses - - 753
Perte (gain) sur la vente d'actifs - - 458
Dépenses non sectorielles 46 380
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts
et participation minoritaire 3 791 494 34 808
Frais d'impôt sur le bénéfice (8 540)
Participation minoritaire 3 008
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 40 340 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Pour le trimestre terminé le Services de (a)
31 déc. 2005 Uranium combustible Électricité
------------------------------------------------------------------------
Revenu 318 480 $ 62 533 $ 115 779 $
Dépenses
Produits et services vendus 202 362 53 006 64 379
Amortissement, épuisement et
remise en état 35 916 4 271 18 448
Exploration 8 868 - -
Recherche et développement - 486 -
Autres dépenses (revenus) (82 888) - 96 860
Gain sur la vente d'actifs (7) (127) -
Bénéfice provenant de Bruce Power
Dépenses non sectorielles
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts
et participation minoritaire 154 229 4 897 (63 908)
Récupération d'impôts sur le
bénéfice
Participation minoritaire
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
(Tel qu'ajusté
(a) - note 1(i))
Or Ajustement Total
------------------------------------------------------------------------
Revenu 88 440 $ (62 967) $ 522 265 $
Dépenses
Produits et services vendus 51 376 (30 024) 341 099
Amortissement, épuisement et
remise en état 14 875 (6 628) 66 882
Exploration 8 812 - 17 680
Recherche et développement - - 486
Autres dépenses (revenus) - (1 089) 12 883
Gain sur la vente d'actifs - - (134)
Bénéfice provenant de Bruce Power (25 226) (25 226)
Dépenses non sectorielles 35 457
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts et
participation minoritaire 13 377 - 73 138
Récupération d'impôts sur
le bénéfice (13 986)
Participation minoritaire 4 409
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 82 715 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
(a) Conformément à la présentation des données financières à des fins
administratives internes, la part relative (au pro rata) de Cameco
des résultats financiers de Bruce Power a été présentée comme
élément distinct. Conformément aux PCGR, cet investissement a été
comptabilisé à la valeur de consolidation dans ces états financiers
consolidés au 31 octobre 2005 et les revenus et les dépenses
associés précédant la restructuration sont supprimés dans la colonne
des ajustements.
Pour l'exercice terminé le Services de
31 déc. 2006 Uranium combustible Électricité
------------------------------------------------------------------------
Revenu 803 287 $ 224 044 $ 407 569 $
Dépenses
Produits et services vendus 472 103 180 177 221 036
Amortissement, épuisement et
remise en état 94 179 19 084 43 490
Exploration 31 743 - -
Travaux correctifs de Cigar Lake 20 559 - -
Recherche et développement - 2 682 -
Autres dépenses (revenus) 4 154 - -
Perte (gain) sur la vente d'actifs (347) 509 -
Dépenses non sectorielles
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts
et participation minoritaire 180 896 21 592 143 043
Récupération d'impôts sur
le bénéfice
Participation minoritaire
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Inter-
Or sectoriel Total
------------------------------------------------------------------------
Revenu 414 150 $ (17 360) $ 1 831 690 $
Dépenses
Produits et services vendus 268 366 (13 910) 1 127 772
Amortissement, épuisement et
remise en état 44 379 (1 467) 199 665
Exploration 26 409 - 58 152
Travaux correctifs de Cigar Lake - - 20 559
Recherche et développement - - 2 682
Autres dépenses (revenus) (15 366) - (11 212)
Perte (gain) sur la vente d'actifs (1 317) - (1 155)
Dépenses non sectorielles 89 801
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts
et participation minoritaire 91 679 (1 983) 345 426
Récupération d'impôts sur
le bénéfice (68 843)
Participation minoritaire 38 554
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 375 715 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Pour l'exercice terminé le Services de (a)
31 déc. 2005 Uranium combustible Électricité
------------------------------------------------------------------------
Revenu 690 063 $ 157 672 $ 577 825 $
Dépenses
Produits et services vendus 428 547 120 175 315 457
Amortissement, épuisement et
remise en état 102 069 9 774 76 633
Exploration 25 699 - -
Recherche et développement - 2 410 -
Autres dépenses (revenus) (79 513) - 109 102
Gain sur la vente d'actifs (206) (127) -
Bénéfice provenant de Bruce Power
Dépenses non sectorielles
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts
et participation minoritaire 213 467 25 440 76 633
Frais d'impôts sur le bénéfice
Participation minoritaire
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
(Tel qu'ajusté
(a) - note 1(i))
Or Ajustements Total
------------------------------------------------------------------------
Revenu 412 108 $ (525 013) $ 1 312 655 $
Dépenses
Produits et services vendus 230 955 (281 102) 814 032
Amortissement, épuisement et
remise en état 73 853 (64 813) 197 516
Exploration 31 769 - 57 468
Recherche et développement - - 2 410
Autres dépenses (revenus) - (13 323) 16 266
Gain sur la vente d'actifs (1 249) - (1 582)
Bénéfice provenant de Bruce Power (165 775) (165 775)
Dépenses non sectorielles 119 856
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts
et participation minoritaire 76 780 - 272 464
Frais d'impôt sur le bénéfice 30 257
Participation minoritaire 26 738
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 215 469 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
(a) Conformément à la présentation des données financières à des fins
administratives internes, la part relative (au pro rata) de Cameco
des résultats financiers de Bruce Power a été présentée comme
élément distinct. Conformément aux PCGR, cet investissement a été
comptabilisé à la valeur de consolidation dans ces états financiers
consolidés au 31 octobre 2005 et les revenus et les dépenses
associés précédant la restructuration sont supprimés dans la colonne
des ajustements.
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