Cameco

Cameco

28 févr. 2010 21h02 HE

Cameco annonce un rendement financier sans précédent en 2009

SASKATOON, SASKATCHEWAN--(Marketwire - 28 fév. 2010) -

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

Cameco Corporation (TSX:CCO) (NYSE:CCJ) a annoncé aujourd'hui pour 2009 un bénéfice net sans précédent de 1,1 milliard $ (2,82 $ par action après dilution), par rapport à 450 millions $ (1,28 $ par action après dilution) en 2008. Au quatrième trimestre, le bénéfice net a été de 598 millions $ (1,52 $ par action après dilution), contre 31 millions $ (0,08 $ par action après dilution) au quatrième trimestre de 2008.

Notre bénéfice net a été nettement plus élevé pour l'exercice et pour le quatrième trimestre, en raison surtout de la vente de nos intérêts dans Centerra Gold Inc. (Centerra) et de la comptabilisation d'un gain après impôt de 374 millions $. Le bénéfice net pour l'exercice complet a aussi profité de la comptabilisation d'un profit après impôt de 179 millions $ relatif à des gains au cours du marché sur des instruments financiers, à comparer à une perte de 148 millions $ en 2008.

Le bénéfice net ajusté (1) pour l'exercice complet a été de 582 millions $ (1,49 $ par action après ajustement et dilution), à comparer à 589 millions $ (1,67 $ après ajustement et dilution) en 2008. La baisse de 1 % en 2009 est attribuable aux facteurs suivants :

- la baisse des profits provenant de notre entreprise d'uranium, attribuable à la hausse des coûts unitaires;

- la baisse des profits de l'or, résultant de la baisse des chiffres de vente;

- la hausse des profits provenant de notre entreprise d'électricité, liée à la hausse des prix de vente réalisés, qui ont en partie compensé nos résultats liés à l'uranium et à l'or.

Notre bénéfice net ajusté (1) au quatrième trimestre de 2009 a été de 248 millions $ (0,63 $ par action après ajustement et dilution), une hausse de 39 % par rapport aux 179 millions $ réalisés à la période correspondante de 2008. Ceci est attribuable surtout à la hausse des profits provenant de l'or, en raison de la hausse du prix de vente réalisé (en moyenne de 1 129 $ (US) l'once en 2009, contre 806 $ (US) l'once en 2008).

Le président et chef de la direction de Cameco, M. Jerry Grandey, a déclaré : "Suite à la vente de Centerra, nous sommes maintenant entièrement concentrés sur la progression de notre participation dans le domaine de l'énergie nucléaire. Sur les plans de l'exploitation et des finances, nous sommes très bien placés pour réaliser notre objectif : doubler la production annuelle d'uranium vers 2018."

------------------------

(1) Le bénéfice net pour les trimestres et pour les exercices terminés les 31 décembre 2008 et 2009 a été ajusté de manière à exclure un certain nombre de postes. Notre bénéfice net ajusté comprend notre part du bénéfice d'exploitation de Centerra pour les périodes présentées. Le bénéfice net ajusté est une mesure non PCGR. Pour obtenir une description, se reporter à la rubrique "Mesures non PCGR", dans le présent document.

Nota : Tous les montants en dollars sont exprimés en dollars canadiens, sauf avis contraire. Les états financiers annuels de 2009 ont été vérifiés; toutefois l'information financière présentée le quatrième trimestre de 2008 et de 2009 n'a pas été vérifiée. Nos états financiers annuels vérifiés sont accessibles sur le site web de notre Société, au cameco.com, au SEDAR, au sedar.com, et à EDGAR, au sec.gov/shtml.



----------------------------------------------------------------------------
Faits saillants Trimestres terminés Exercices terminés
d'ordre financier le 31 décembre le 31 décembre Variation
(en millions $ - sauf annuelle
les montants sur -------------------------------------- de 2008
sur les actions) 2009(2) 2008(2) 2009(2) 2008(2) à 2009
----------------------------------------------------------------------------
Revenu 659 640 2 315 2 183 6 %
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 598 31 1 099 450 144 %
----------------------------------------------------------------------------
- $ par action ordinaire
(de base) 1,52 0,08 2,83 1,29 119 %
----------------------------------------------------------------------------
- $ par action ordinaire
(dilué) 1,52 0,08 2,82 1,28 120 %
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net ajusté (1) 248 179 582 589 (1) %
----------------------------------------------------------------------------
- $ par action ordinaire
(ajusté et dilué) 0,63 0,49 1,49 1,67 (11) %
----------------------------------------------------------------------------
Trésorerie fournie
par l'exploitation
(provenant des
exploitations poursuivies) 188 224 690 530 30%
----------------------------------------------------------------------------

(1) Le bénéfice net pour les trimestres et pour les exercices terminés les
31 décembre 2008 et 2009 a été ajusté de manière à exclure un certain
nombre de postes. Notre bénéfice net ajusté comprend notre part du
bénéfice d'exploitation de Centerra pour les périodes présentées. Le
bénéfice net ajusté est une mesure non PCGR. Pour obtenir une
description, se reporter à la rubrique " Mesures non PCGR ", dans le
présent document.
(2) Selon les PCGR canadiens, nous devons présenter les résultats des
exploitations abandonnées, distinctement, à part des exploitations
poursuivies. Nous avons inclus notre bénéfice d'exploitation provenant
de Centerra, et l'effet financier de notre cession des actions de
Centerra, dans les exploitations abandonnées. Nous reformulons nos
résultats financiers consolidés pour 2008 pour nous conformer aux normes
comptables applicables aux exploitations abandonnées (Centerra). Le
changement a affecté un certain nombre de mesures financières, notamment
le revenu. Se reporter à la note 25 de nos États financiers vérifiés
annuels pour obtenir des précisions.


Faits saillants

- revenu sans précédent de 2,3 milliards $, en hausse de 6 % par rapport à 2008;

- production d'uranium de 20,8 millions de livres, en hausse de 20 % par rapport à 2008;

- hausse de 30 % de la trésorerie fournie par les exploitations poursuivies, à 690 millions $;

- vente de nos intérêts dans Centerra au quatrième trimestre, laquelle a généré une trésorerie nette de 871 millions $;

- achèvement de l'assèchement des ouvrages souterrains à Cigar Lake en février 2010; nous prévoyons le démarrage de la production au milieu de 2013, selon l'information actuellement disponible.

Pour obtenir de plus amples renseignements sur nos résultats de 2009, se reporter à l'Examen et analyse par la direction (EAD) pour l'exercice.

Perspectives pour l'exercice 2010

Nous prévoyons faire au cours des prochaines années des investissements importants pour accroître la production dans nos mines existantes et pour faire avancer les projets au fur et à mesure que notre stratégie d'expansion se concrétisera. Les projets en sont à diverses étapes de développement, depuis l'exploration et l'évaluation jusqu'à la construction.

Nous prévoyons que nos soldes actuels de trésorerie et nos flux de trésorerie d'exploitation, à la lumière des prix marchands actuels de l'uranium, satisferont nos besoins prévus pour les années à venir, sans qu'il soit nécessaire d'obtenir des fonds additionnels importants. Nos soldes de trésorerie diminueront graduellement alors que nous utiliserons les fonds pour poursuivre la réalisation de nos plans d'expansion. Nous étudierons d'autres occasions de production d'uranium, lorsqu'elles se présenteront.

Nos perspectives pour 2010 reflètent les dépenses d'expansion nécessaires pour nous aider à concrétiser notre stratégie.

Voici maintenant un tableau qui résume nos perspectives consolidées pour 2010 ainsi que les perspectives pour chacun de nos secteurs d'entreprise. Après le tableau, on traite en détail des questions suivantes :

- nos perspectives consolidées;

- nos perspectives pour chacun de nos secteurs d'entreprise, notamment notre tableau de la sensibilité du prix de l'uranium et la prévision de la production par site pour les exercices 2010 à 2014;

- les dépenses d'immobilisations prévues pour 2010 et les dépenses réelles de 2009;

- l'analyse de sensibilité portant sur les bénéfices consolidés selon l'évolution du taux de change, du prix au comptant de l'uranium et du prix de l'électricité dans le marché au comptant.



Perspectives financières pour 2010 (1)
----------------------------------------------------------------------------
Consolidé Uranium Services de Électricité
combustible
----------------------------------------------------------------------------
21,5 14 à 16
millions millions
Production - de lbs de kgU -
----------------------------------------------------------------------------
31 à 33 Hausse de 15 %
millions à 20 %
Chiffre des ventes - de lbs -
----------------------------------------------------------------------------
Facteur de capacité - - - Environ 90 %
----------------------------------------------------------------------------
Revenu Baisse Baisse Hausse Baisse
comparé à 2009 5 % à 10 % 5 % à 10 %(2) 5 % à 10 % 5 % à 10 %
----------------------------------------------------------------------------
Coût unitaire du produit
vendu (incluant Baisse Hausse
AÉR) - 5 % à 10 %(3) - 10 % à 15 %
----------------------------------------------------------------------------
Frais d'administration
directs comparés Hausse
à 2009(4) 25 % à 30 % - - -
----------------------------------------------------------------------------
Frais d'exploration Hausse
comparés à 2009 - 80 % à 90 % - -
----------------------------------------------------------------------------
Taux d'imposition Moins de 5 % - - -
----------------------------------------------------------------------------
Dépenses
d'immobili-
sations 552 millions $ (5) - - 41 millions $
----------------------------------------------------------------------------
(1) Nous ne présentons des perspectives que pour les postes choisis précisés
au tableau. Pour tous les autres postes énumérés au tableau, aucune
perspective n'est présentée.
(2) En se fondant sur un prix au comptant de l'uranium de 41,75 $ (US) la
livre, (le prix au comptant Ux du 22 février 2010) et un taux de change
de 1,00 $ (US) pour 1,05 $ (CA).
(3) Suppose que le coût de vente unitaire de la matière produite baissera de
2 % à 5 %, et que le coût de vente unitaire de la matière achetée
baissera de 15 % à 20 %.
(4) Les frais d'administration directs ne comprennent pas les frais de
rémunération à base d'actions.
(5) Ne comprend pas notre part des dépenses d'immobilisations chez Bruce
Power Limited Partnership (BPLP).


Perspectives consolidées

Nous prévoyons qu'en 2010 le revenu consolidé sera de 5 % à 10 % moins élevé, puisque :

- Nous prévoyons une baisse du chiffre de l'uranium négocié; le chiffre des ventes d'uranium sera donc vraisemblablement moindre, de 5 % à 10 %.

- Nous prévoyons que les prix réalisés de l'électricité seront moins élevés, et le revenu provenant de notre entreprise d'électricité sera donc vraisemblablement moins élevé.

Nous prévoyons que les frais d'administration (ne comprenant pas la rémunération à base d'actions) seront de 25 % à 30 % plus élevés qu'en 2009 en raison de l'accroissement prévu des dépenses à l'appui de notre stratégie d'expansion.

Nous prévoyons que nos frais d'exploration seront de 80 % à 90 % plus élevés qu'en 2009. Nous prévoyons investir en 2010 de 90 millions $ à 95 millions $ environ pour l'exploration d'uranium dans le cadre de notre stratégie à long terme. Ceci comprend environ 40 millions $ pour des travaux d'exploration à Kintyre et à Inkai, bloc 3, au Kazakhstan. Notre politique est de comptabiliser les coûts pour les propriétés qui n'ont pas de réserves établies ou de dossier d'exploitation.

Perspectives concernant l'uranium

Nous prévoyons produire 21,5 millions de livres d'U3O8, soit 3 % de plus qu'en 2009. Cette hausse est stimulée par notre plan visant à doubler la production à Inkai.

Selon les contrats déjà négociés, nous prévoyons vendre en 2010 de 31 millions à 33 millions de livres d'U3O8. Nous prévoyons que le coût unitaire de vente de la matière produite sera inférieur de 2 % à 5 % à celui de 2009, en raison de l'accroissement de la production, et que le coût unitaire de vente de la matière achetée sera de 15 % à 20 % moins élevé, puisque nous prévoyons faire moins d'achats dans le marché au comptant.

Selon nos prix au comptant actuels, le revenu devrait être moins élevé qu'en 2009, de 5 % à 10 % environ, en raison de la baisse du chiffre des ventes prévue pour 2010.

Nos clients ont le loisir de choisir le moment de la réception de l'uranium au cours de l'exercice, et nos profils de livraison trimestriels et en conséquence nos chiffres de vente et notre revenu peuvent varier beaucoup. On prévoit qu'en 2010, la tendance des profils de livraison sera semblable à celle de 2009, et que les livraisons seront plus importantes au deuxième et au quatrième trimestre.

Analyse de la sensibilité à long terme des prix : uranium

Le tableau ci-dessous ne constitue pas une prévision des prix que nous prévoyons obtenir. Les prix que nous réaliserons réellement seront différents des prix indiqués au tableau.

Le tableau a pour objet de préciser comment le portefeuille des contrats à long terme que nous avions déjà négociés le 31 décembre 2009 réagirait à divers prix au comptant. En d'autres termes, nous réaliserions ces prix uniquement si le portefeuille de contrats demeurait le même qu'au 31 décembre 2009, et si aucune des hypothèses énumérées ci-dessous ne changeait.



La sensibilité du prix de l'uranium réalisé prévue selon diverses hypothèses
de prix au comptant
(arrondi au dollar près )

----------------------------------------------------------------------------
$US/lb d'U3O8
----------------------------------------------------------------------------
Prix au comptant 20 $ 40 $ 60 $ 80 $ 100 $ 120 $ 140 $
----------------------------------------------------------------------------
2010 33 39 47 53 60 67 74
----------------------------------------------------------------------------
2011 33 38 47 54 63 71 79
----------------------------------------------------------------------------
2012 36 39 49 58 68 77 86
----------------------------------------------------------------------------
2013 43 45 55 65 75 85 94
----------------------------------------------------------------------------
2014 42 46 56 66 76 87 96
----------------------------------------------------------------------------


Dans le tableau, notre prix réalisé moyen augmente avec le temps selon tous les scénarios de prix au comptant. Ceci illustre le mélange des contrats à long terme de notre portefeuille du 31 décembre 2009 et ceci est conforme à notre stratégie de négociation de contrats.

Nos contrats comportent habituellement un mélange d'éléments à prix ferme et à prix lié au marché, dont l'objectif est un rapport de 40:60. Nous avons signé plusieurs de nos contrats actuels au cours de la période de 2003 à 2005, alors que les prix marchands étaient bas (11 $ a 31 $ (US)). Ceux qui sont négociés à des prix fermes inférieurs ou qui ont des plafonds bas généreront des prix inférieurs aux prix marchands actuels. Ces contrats plus anciens commencent à arriver à échéance et nous commençons à faire des livraisons dans le cadre de contrats signés depuis 2004 (alors que les prix dans le marché ont commencé à augmenter).

------------------------

Notre portefeuille n'est pas affecté uniquement par le prix au comptant. Nous avons fait les hypothèses suivantes pour préparer le tableau :

Ventes

- un chiffre des ventes de 32 millions de livres en 2010 (le point médian de nos perspectives pour l'exercice);

- un chiffre des ventes de 30 millions de livres pour 2011 et pour chaque année par la suite.

Livraisons

- les clients prennent la quantité maximale autorisée en vertu de chaque contrat (sauf s'ils ont déjà présenté un avis de livraison précisant qu'ils en prendront moins);

- nous reportons une partie des livraisons en vertu des contrats existants pour 2010, 2011 et 2012.

Prix

- l'indice de prix à long terme moyen est le même que le prix au comptant moyen pour tout l'exercice (une démarche simplifiée adoptée uniquement à cette fin);

- nous livrons tous les volumes pour lesquels nous n'avons pas de contrats au prix au comptant pour chaque scénario.

Inflation

- de 2,0 % par année.



Part de la production de Cameco - prévision annuelle jusqu'en 2014
----------------------------------------------------------------------------
Prévision actuelle
(en millions de lbs d'U3O8) 2010 2011 2012 2013 2014
----------------------------------------------------------------------------
McArthur River/Key Lake 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1
----------------------------------------------------------------------------
Rabbit Lake 3,6 3,6 3,6 3,6 3,0
----------------------------------------------------------------------------
É.-U. LIS 2,5 2,6 3,0 3,4 3,8
----------------------------------------------------------------------------
Inkai 2,3 3,1 3,1 3,1 3,1
----------------------------------------------------------------------------
Total 21,5 22,4 22,8 23,2 23,0
----------------------------------------------------------------------------


Selon l'information disponible, nous prévoyons que la production à Cigar Lake commencera vers le milieu de 2013. Nous mettrons à jour nos perspectives concernant la production à Cigar Lake dans le rapport technique, que nous prévoyons déposer à la fin du premier trimestre de 2010.

Vers 2011, Inkai devrait atteindre une production de 5,2 millions de livres d' U3O8 par année (notre part, 3,1 millions de livres). Inkai a obtenu des autorités de réglementation l'autorisation de produire 2,6 millions de livres (sur une base de 100 %) et, en 2005, elle a demandé aux autorités de réglementation l'autorisation de porter la production à 5,2 millions de livres par année (sur une base de 100 %). Nous devons obtenir l'autorisation des autorités de réglementation pour accroître la production au niveau nécessaire pour atteindre notre prévision de la production annuelle, et nous prévoyons l'obtenir en 2010.

------------------------

Cette prévision de la production constitue de l'information prospective. Elle est fondée sur des hypothèses et elle est exposée à des risques importants, décrits à la rubrique "Mise en garde concernant l'information prospective et les énoncés prospectifs", et elle retient les hypothèses et les risques énumérés ici. La production réelle pourrait bien être très différente de cette prévision.

Hypothèses

- nous atteignons notre prévision prévue pour chaque exploitation, ce qui exige notamment la réussite de nos plans miniers, le fonctionnement de nos installations de traitement et l'exactitude de nos estimations des réserves;

- nous obtenons ou conservons les permis et les autorisations nécessaires des autorités gouvernementales;

- notre production n'est pas interrompue ou réduite en raison de phénomènes naturels, de conflits de travail, de risques politiques, de pénuries ou d'absence de fournitures essentielles à la production, de défaillances de matériel ou d'autres risques liés au développement et à l'exploitation.

Les facteurs de risque importants susceptibles de faire en sorte que les résultats réels diffèrent sensiblement des attentes :

- nous n'atteignons pas les niveaux de production prévus pour chaque exploitation en raison de la modification de nos plans miniers, de la disponibilité des installations de traitement, d'un manque de capacité liée aux résidus ou pour d'autres motifs;

- nous ne pouvons obtenir ou conserver les permis nécessaires ou les autorisations gouvernementales requises;

- les phénomènes naturels, les conflits de travail, les risques politiques, la pénurie ou l'absence d'approvisionnements essentiels à la production, les défaillances de matériel ou d'autres risques liés au développement et à l'exploitation susceptibles de perturber ou de réduire notre production.

Perspectives concernant les services de combustibles

Nous prévoyons produire en 2010 de 14 millions à 16 millions de kgU dans notre entreprise de services de combustible, une nette amélioration par rapport à 2009 attribuable pour une bonne part au rendement amélioré prévu à l'usine de conversion d'UF6 de Port Hope.

Nous prévoyons que le prix de vente réalisé moyen pour nos produits de services de combustible baissera de 5 % à 10 %, alors que le chiffre des ventes augmentera de 15 % à 20 % et que le revenu augmentera de 5 % à 10 %.

Perspectives concernant l'électricité

Nous prévoyons que le facteur de capacité moyen des quatre réacteurs de Bruce B sera d'environ 90 % en 2010, et que la production réelle sera d'environ 4 % supérieure à celle de 2009. Le prix réalisé de l'électricité en 2010 devrait être moins élevé, d'environ 5 % à 10 %, que celui de 2009, puisque BPLP a moins de contrats financiers pour 2010. Le 31 décembre 2009, BPLP avait des contrats financiers portant sur environ 6,5 TWh, ce qui est l'équivalent d'environ 25 pour cent de la production de Bruce B, au facteur de capacité prévu. Nous prévoyons que le revenu baissera donc d'un facteur correspondant de 5 % à 10 % pour ce motif.

Nous prévoyons que le coût unitaire moyen (après les récupérations de coûts) sera de 10 % à 15 % plus élevé en 2010, et que le total des frais d'exploitation augmentera d'environ 10 % à 15 %, en raison surtout de l'augmentation des coûts liés aux interruptions prévues et au maintien des effectifs.



Dépenses d'immobilisations
----------------------------------------------------------------------------
(Part de Cameco en millions $) 2010 prévues 2009 réelles 2009 prévues
----------------------------------------------------------------------------
Capital d'expansion
----------------------------------------------------------------------------
Cigar Lake 111 42 48
----------------------------------------------------------------------------
Inkai 4 10 9
----------------------------------------------------------------------------
Total du capital d'expansion 115 52 57
----------------------------------------------------------------------------
Capital de soutien
----------------------------------------------------------------------------
McArthur River/Key Lake 220 115 106
----------------------------------------------------------------------------
É.-U. LIS 53 32 54
----------------------------------------------------------------------------
Rabbit Lake 56 43 38
----------------------------------------------------------------------------
Inkai 18 17 18
----------------------------------------------------------------------------
Services de combustible 29 18 23
----------------------------------------------------------------------------
Autres 9 20 21
----------------------------------------------------------------------------
Total, capital de soutien 385 245 260
----------------------------------------------------------------------------
Intérêts capitalisés 52 37 50
----------------------------------------------------------------------------
Total, uranium et services de combustible 552 334 367
----------------------------------------------------------------------------
Électricité (notre part de 31,6 % de BPLP) 41 39 38
----------------------------------------------------------------------------


Nous prévoyons que le total des dépenses d'immobilisations dans les entreprises d'uranium et de services de combustible sera plus élevé, de 65 %, en 2010, par suite de l'augmentation des dépenses dans les secteurs suivants :

- capital d'expansion à Cigar Lake;

- capital de soutien à Key Lake et à McArthur River.

Analyse de sensibilité

Le 31 décembre 2009, tout changement d'un cent de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain modifierait notre bénéfice net en 2010 d'environ 10 millions $ (CA). Cette sensibilité est fondée sur un taux de change de 1,00 $ (US) pour 1,05 $ (CA).

Pour 2010 :

- un changement de 5 $ US du prix au comptant Ux le 22 février 2010 (41,75 $ (US) la livre) modifierait le revenu de 64 millions $ et le bénéfice net de 39 millions $;

- un changement de 1 $ du prix au comptant de l'électricité modifierait notre bénéfice net en 2010 de 3 millions $, en retenant l'hypothèse que le prix au comptant demeurera sous le prix plancher précisé dans l'accord de BPLP avec l'Office de l'électricité de l'Ontario (OEO).

Résultats financiers de 2009 par secteur en 2009



Résultats de l'uranium

----------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés Exercices terminés Varia-
le 31 décembre le 31 décembre tion
en %
Faits saillants depuis 2008
-------------------------------------------------
2009 2008 2009 2008 à 2009
----------------------------------------------------------------------------
Chiffre de la production
(en millions de lbs) 6,7 5,5 20,8 17,3 20 %
----------------------------------------------------------------------------
Chiffre des ventes
(en millions de lbs) 10,0 10,5 33,9 34,1 (1) %
----------------------------------------------------------------------------
Prix au comptant moyen
($US/lb) 45,96 51,00 46,06 61,58 (25) %
----------------------------------------------------------------------------
Prix réalisé moyen :
($US/lb) 40,64 35,31 38,25 39,52 (3) %
($CA/lb) 43,51 42,77 45,12 43,91 3 %
----------------------------------------------------------------------------
Coût des ventes ($CA/lb d'U3O8)
(AÉR compris) 30,29 24,16 30,59 24,27 26 %
----------------------------------------------------------------------------
Revenu (en millions $) 443 450 1 551 1 512 3 %
----------------------------------------------------------------------------
Profit brut (en millions $)(1) 132 193 488 665 (27) %
----------------------------------------------------------------------------
Profit brut (en %) 30 43 31 44 (30) %
----------------------------------------------------------------------------
(1) Le profit brut est égal au revenu dont on a soustrait le coût des
produits et des services vendus et l'AÉR.


Quatrième trimestre

Le revenu de l'uranium du trimestre a baissé de 2 % par rapport à 2008, alors qu'une baisse de 5 % du chiffre des ventes a été en partie compensée par la hausse de 2 % du prix réalisé. Le dollar canadien a été nettement plus vigoureux, alors que le taux de change a été en moyenne de 1,07 $, contre 1,21 $ il y a un an. Nos résultats ont été un peu sous les prévisions en raison de problèmes de logistique survenus au cours du trimestre, lesquels ont retardé la livraison d'environ 1 million de livres d'uranium jusqu'au premier trimestre de 2010.

Le coût total des produits et des services vendus, comprenant l'amortissement, l'épuisement et la remise en état (AER), a été 20 % plus élevé qu'en 2008 (311 millions $, en regard de 257 millions $ en 2008), en raison surtout de la hausse du coût unitaire de l'uranium acheté. Le coût unitaire moyen des produits et des services vendus a été de 30,29 $/lb, soit 25 % plus élevé qu'au quatrième trimestre de 2008, alors que nous achetions l'uranium à des prix voisins du prix marchand au cours de l'année. Ces achats ont été faits pour tirer parti d'occasions marchandes pour l'année en cours et les années futures, et même s'ils sont profitables, ces achats se font à des marges très inférieures à notre moyenne.

L'effet net a pris la forme d'une baisse de 32 % du profit brut pour le trimestre.

Exercice complet

En 2009, la raison principale d'une hausse de 3 % du revenu total a été la perte de vigueur du dollar canadien qui a suscité une hausse de 3 % du prix réalisé. Le chiffre des ventes a été un peu inférieur à celui de 2008.

Notre coût total en espèces des ventes (AER non compris) a augmenté de 27 %, à 901 millions $ (26,33 $ la livre d'U3O8), en 2009. Ceci est attribuable aux facteurs suivants :

- notre coût unitaire de l'uranium acheté était beaucoup plus élevé, alors que nous en achetions davantage à des prix voisins de ceux du marché pour tirer parti d'occasions marchandes profitables;

- nous avons comptabilisé des frais de redevances de 117 millions $ (par rapport à 82 millions $ en 2008) en raison de la hausse des prix réalisés et des ajustements de redevances.

L'effet net a été une baisse de 27 % du profit brut pour l'exercice.

Dans le cas des matières produites, notre coût en espèces des ventes par unité a augmenté de 4,44 $ la livre en 2009. Les frais de redevances accrus ont constitué 38 % de la hausse (les prix réalisés plus élevés ont entraîné une hausse des redevances de 1,30 $ la livre) et la production d'Inkai a ajouté 0,83 $ la livre (19 %). Durant l'étape de l'accélération de la production, les coûts en espèces d'Inkai seront nettement supérieurs à notre moyenne générale.

Le tableau ci-dessous présente notre coût en espèces des ventes par unité pour les matières produites et les matières achetées, notamment les charges liées aux redevances sur les matières produites, ainsi que les quantités vendues d'uranium produit et d'uranium acheté.



----------------------------------------------------------------------------
Coût unitaire des ventes Quantité vendue
($CA/lb d'U3O8) (en millions de lbs)
------------------------------------------------------------
2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
----------------------------------------------------------------------------
Produit 23,86 19,42 4,44 20,9 23,2 (2,3)
----------------------------------------------------------------------------
Acheté 30,22 24,57 5,65 13,0 10,9 2,1
----------------------------------------------------------------------------
Total 26,33 20,67 5,66 33,9 34,1 (0,2)
----------------------------------------------------------------------------

Uranium - vue d'ensemble de la production de 2009
----------------------------------------------------------------------------
Part de Cameco de la Trimestres terminés Exercices terminés
production (en millions le 31 décembre le 31décembre Plan prévu
de lbs d'U3O8) 2009 2008 2009 2008 2009
----------------------------------------------------------------------------
McArthur River/Key Lake 4,0 3,1 13,3 11,6 13,1
----------------------------------------------------------------------------
Rabbit Lake 1,4 1,8 3,8 3,6 3,6
----------------------------------------------------------------------------
Smith Ranch-Highland 0,5 0,3 1,8 1,2 1,8
----------------------------------------------------------------------------
Crow Butte 0,2 0,2 0,8 0,6 0,8
----------------------------------------------------------------------------
Inkai 0,6 0,1 1,1 0,3 0,9
----------------------------------------------------------------------------
Total 6,7 5,5 20,8 17,3 20,2
----------------------------------------------------------------------------


Au quatrième trimestre de 2009, le chiffre de la production a été plus élevé de 22 %, par rapport au quatrième trimestre de 2008, par suite de la hausse de la production à McArthur River/Key Lake, à Smith Ranch-Highland et à Inkai.

La production annuelle a aussi augmenté de 20 % par rapport aux niveaux de 2008 en raison de l'accroissement de la production à McArthur River/Key Lake, à Rabbit Lake et à Smith Ranch-Highland, et de l'accélération continue de la production à Inkai. En 2008, la production a été inférieure aux prévisions en raison de défis d'exploitation à l'usine de Key Lake.



Résultats liés aux services de combustible

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

----------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés Exercices terminés Variation en %
Faits saillants le 31 décembre le 31 décembre depuis 2008
--------------------------------------
2009 2008 2009 2008 à 2009
----------------------------------------------------------------------------
Chiffre de la production
(en millions de kgU) 3,9 2,6 12,3 8,3 48 %
----------------------------------------------------------------------------
Chiffre des ventes
(en millions de kgU) 6,0 4,6 14,9 14,8 1 %
----------------------------------------------------------------------------
Prix réalisé ($CA/kgU) 14,89 13,81 17,84 15,85 13 %
----------------------------------------------------------------------------
Coût des ventes ($CA/kgU)
(AÉR compris) 12,92 11,26 14,47 15,46 (6) %
----------------------------------------------------------------------------
Revenu (en millions $) 91 70 276 252 10 %
---------------------------------------------------------------------------
Profit brut
(en millions $)(1) 13 14 50 8 525 %
----------------------------------------------------------------------------
Profit brut (en %) 14 20 18 3 500 %
----------------------------------------------------------------------------

1 Le profit brut est égal au revenu dont on a soustrait le coût des produits
et des services vendus et l'AÉR.


Quatrième trimestre

Au quatrième trimestre de 2009, le revenu total a augmenté de 30 %. Le coût unitaire des produits et des services vendus (AER compris) a été plus élevé de 15 %, à cause surtout d'une grève à notre usine de fabrication de combustibles. Notre coût des ventes pour le trimestre comprend 9 millions $ au poste des coûts de réserve encourus durant la grève.

L'effet net a été une baisse de 7 % du profit brut pour le trimestre.

Exercice complet

En 2009, le revenu a augmenté de 10 % par suite d'une hausse de 13 % du prix de vente réalisé moyen des produits des services de combustibles, reflétant les meilleurs prix précisés dans les contrats de vente d'UF6.

Le coût unitaire des produits et des services vendus (AER compris) a baissé de 6 % cette année, en raison surtout de la hausse du chiffre de la production et de l'attribution des frais d'exploitation aux stocks au lieu d'une comptabilisation directe. En 2009, nous avons comptabilisé 18 millions $ au poste des charges de réserve, contre 43 millions $ en 2008.

L'interruption de l'usine de conversion d'UF6 de Port Hope a réduit la production de notre division des services de combustibles en 2009 et en 2008. L'usine d'UF6 a repris l'exploitation en juin, atténuant ainsi l'effet en 2009, et suscitant une hausse de 48 % de la production totale.

L'effet net a été une hausse du profit brut de 42 millions $ pour l'exercice.

Résultats sur l'électricité

Quatrième trimestre

Au quatrième trimestre, notre bénéfice avant impôts provenant de BPLP a progressé à 62 millions $, depuis 55 millions $ en 2008. La progression est attribuable surtout à l'amélioration du prix réalisé.

Le prix moyen réalisé par BPLP reflète les ventes dans le marché au comptant, les revenus comptabilisés en vertu de l'accord de BPLP avec l'OEO et le revenu de contrats financiers. Au quatrième trimestre de 2009, BPLP a constaté un revenu de 137 millions $ en vertu de son accord avec l'OEO. Pour des précisions sur l'accord avec l'OEO, se reporter à notre EAD pour l'exercice 2009.

BPLP a négocié des contrats financiers reflétant les conditions du marché au moment de leur signature. Les contrats signés de 2006 à 2008, alors que le prix marchand était supérieur au prix plancher, reflétaient la vigueur du marché à la hausse d'alors. BPLP reçoit ou verse la différence entre le prix précisé au contrat et le prix dans le marché au comptant. Comme le marché de l'électricité en Ontario a perdu de la vigueur, BPLP négocie moins de contrats.

Au quatrième trimestre de 2009, l'équivalent d'environ 54 pour cent de la production de BPLP a été vendue en vertu de contrats financiers, par rapport à 76 % au quatrième trimestre de 2008.

Au quatrième trimestre de 2009, BPLP a atteint un facteur de capacité ajusté de 95 %, ce qui comprend la génération réelle de 6,4 TWh et la génération présumée de 0,4 TWh. La génération présumée vient du fait que les réacteurs B ont vu leur production d'énergie réduite par suite des ordres d'expédition provenant de l'exploitant du marché, durant des périodes de génération de charge de base excédentaire en Ontario. Lorsqu'on exclut la génération présumée, le facteur de capacité est de 89 %, en baisse par rapport à 97 % au quatrième trimestre de 2008.

BPLP a distribué 220 millions $ aux partenaires au quatrième trimestre. Notre part a été de 70 millions $.

Exercice complet

Pour l'exercice, notre bénéfice avant impôts provenant de BPLP a été de 224 millions $, en hausse de 59 %, depuis 141 millions $ en 2008.

Les résultats améliorés de BPLP en 2009 sont attribuables pour une bonne part à la hausse des revenus, qui ont été 16 % plus élevés qu'en 2008, en raison d'une hausse de 12 % des prix réalisés.

En 2009, BPLP a constaté des revenus de 514 millions $ en vertu de l'accord avec l'OEO.

En 2009, BPLP a vendu l'équivalent d'environ 57 pour cent de sa production en vertu de contrats financiers, contre 67 % en 2008.

Le facteur de capacité ajusté de BPLP a été de 91 % en 2009 (comprenant la production réelle de 24,6 TWh et la production présumée de 1,2 TWh). Lorsqu'on exclut la production présumée, le facteur de capacité est de 87 %, le même qu'en 2008.

BPLP a distribué 610 millions $ aux partenaires en 2009. Notre part a été de 193 millions $.

Mesures non PCGR

Nous utilisons le bénéfice net ajusté, une mesure non PCGR, puisqu'il permet de mieux comparer notre rendement financier d'une période à l'autre. Le bénéfice net ajusté est notre bénéfice net fondé sur les PCGR, ajusté pour tenir compte des coûts non récurrents, des réductions de valeur, des gains et des pertes au cours du marché non réalisés sur nos instruments financiers, qui selon nous ne reflètent pas le rendement sous-jacent.

Le bénéfice net ajusté est une information supplémentaire non régulière, et celle-ci ne remplace pas l'information financière préparée selon les PCGR. D'autres sociétés peuvent calculer cette mesure différemment. Le tableau ci-dessous concilie le bénéfice net ajusté et notre bénéfice net.



----------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés Exercices terminés
le 31 décembre le 31 décembre
----------------------------------------
(en millions $) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (mesure PCGR) 598 31 1 099 450
----------------------------------------------------------------------------
Ajustements (après impôt)
----------------------------------------------------------------------------
Restructuration de l'entreprise d'or 28 10 46 (20)
----------------------------------------------------------------------------
Gain sur la vente de Centerra (374) - (374) -
----------------------------------------------------------------------------
Pertes non réalisées (gains)
sur instruments financiers (4) 130 (189) 166
----------------------------------------------------------------------------
Dépense (récupération) liée
aux options d'achat d'actions - 2 - (33)
--------------------------------------------------------------------------
Réduction de valeur d'investissements - 6 - 26
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net ajusté (mesure non PCGR) 248 179 582 589
----------------------------------------------------------------------------


Exploitations abandonnées

Le 30 décembre 2009, nous avons cédé nos intérêts complets dans Centerra en deux étapes :

- Nous avons vendu 88 618 472 actions ordinaires de Centerra dans le cadre d'une offre au marché public, au prix de 10,25 $ par action, pour un produit net d'environ 871 millions $.

- Nous avons transféré 25 300 000 autres actions ordinaires de Centerra à Kyrgyzaltyn JSC (Kyrgyzaltyn), dans le cadre de notre accord du 24 avril 2009 avec la société et avec le gouvernement de la République Kirghize.

Le tableau ci-dessous comprend notre part des résultats d'exploitation de Centerra, le gain net sur la cession et les charges de restructuration liées à l'accord avec Kyrgyzaltyn. Pour obtenir des précisions, se reporter à la note 25 des états financiers vérifiés annuels.



----------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2009 2008 Variation
----------------------------------------------------------------------------
Résultats d'exploitation 54 64 (10)
----------------------------------------------------------------------------
Accord avec Kyrgyzaltyn (46) 20 (66)
----------------------------------------------------------------------------
Gain sur la cession d'intérêts 374 - 374
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice provenant des exploitations abandonnées 382 84 298
----------------------------------------------------------------------------


Mises à jour sur la Société

McArthur River/Key Lake

En 2009, nous avons terminé la construction d'un nouveau mur de congélation autour de la zone 2, tableau 5; nous avons développé le tunnel de la première chambre de creusement de cheminée et nous avons commencé la production au quatrième trimestre. Ceci constitue une première liée au travail de développement accompli par la pénétration de la non conformité dans le grès de l'Athabasca.

Dans le bas de la zone 4, nous avons achevé la chambre de creusement de cheminée au niveau de 530 mètres, terminé tous les forages de trous de congélation et entrepris la congélation du sol.

Rabbit Lake

Nous avons ajouté des réserves minérales, prolongeant ainsi le cycle de production prévu de deux ans, jusqu'en 2015.

Inkai

Nous avons réussi à mettre en service l'usine de traitement principale et entrepris la mise en service de la première usine satellite en 2009.

Nous avons reçu l'autorisation définitive en rapport avec le permis d'exploitation minière du bloc 2, après la modification du contrat d'utilisation des ressources. Le permis d'exploitation minière du bloc 1 échoit en 2024, et en 2030 dans le cas du bloc 2.

Les autorités de réglementation ont prolongé la durée du permis d'exploration du bloc 3, à la fin de juillet 2010, après la modification du contrat d'utilisation des ressources. Selon le droit du Kazakhstan, nous devons réaliser une découverte commerciale pour que notre permis soit prolongé au-delà de juillet 2010.

Cigar Lake

Nous avons corrigé le problème d'infiltration d'eau survenu en 2008, qui nous a forcé à interrompre provisoirement l'assèchement de la mine. Nous avons procédé à la mise en place à distance d'un dispositif d'étanchéité gonflable entre le puits et la source de la venue d'eau, puis nous avons procédé au remblayage et à l'étanchéification de tout le secteur au moyen de béton et de ciment.

Nous avons terminé l'assèchement du puits 2 en avril, et les travaux correctifs au puits en mai. Nous avons repris l'assèchement du puits 1 en octobre et les équipes ont fait une rentrée dans le puits en novembre. Les travaux se sont concentrés sur la remise en état du puits 1 : installation de l'échelle, remplacement d'éléments mécaniques et électriques et prolongement du réseau de pompage dans le puits.

En février 2010, nous avons terminé l'assèchement des ouvrages de développement souterrain. Des équipes ont procédé à une rentrée au niveau de travail principal, à 480 mètres sous la surface. L'accès sûr au niveau de 480 mètres a été fait et les travaux visant l'inspection, l'évaluation et la sécurisation des ouvrages de développement souterrain ont été entrepris. Ces travaux seront suivis par la restauration des infrastructures et des installations minières souterraines en vue de la reprise des travaux de construction.

Nous prévoyons terminer les travaux visant à sécuriser les ouvrages de développement souterrain avant octobre 2010, selon l'état de la mine.

Le permis de construction de Cigar Lake a été modifié, à compter du 1er janvier 2010, pour en prolonger la durée de quatre ans et pour permettre les activités d'assèchement, les travaux correctifs et les travaux de construction, notamment l'achèvement du puits 2 et les travaux de construction à la surface.

Le 31 décembre 2009, nous avions :

- investi 470 millions $ en immobilisations pour développer Cigar Lake;

- dépensé 64 millions $ pour la réalisation de travaux correctifs, notamment 18 millions $ en 2009.

L'estimation préliminaire de notre part du total des frais d'immobilisations pour mener à terme le projet Cigar Lake s'inscrit entre 450 millions $ et 550 millions $. Ceci comprend l'achèvement des travaux de développement des ouvrages souterrains et les travaux de construction à la surface, ainsi que l'achèvement des modifications à Rabbit Lake et aux usines de McClean Lake.

Compte tenu des 470 millions $ dépensés au 31 décembre 2009, et en supposant que notre estimation ne change pas, notre part du total du coût en capital estimé pour Cigar Lake s'inscrit entre 920 millions $ et 1,0 milliard $. Notre estimation du coût en capital a augmenté surtout en raison de l'extension de la période où se feront les travaux correctifs et les travaux de développement, des coûts additionnels liés à la réduction de l'infiltration d'eau, des hausses du coût en capital des travaux à la surface, et des améliorations au plan minier et aux systèmes de gestion de l'eau. Le rapport technique que nous prévoyons déposer à la fin du premier trimestre de 2010 comprendra une mise à jour de notre estimation du coût en capital.

En plus du coût en capital, nous prévoyons maintenant que notre part des dépenses restantes liées aux travaux correctifs se chiffrera à 29 millions $. Nous prévoyons dépenser 25 millions $ en 2010 au poste des frais liés aux travaux correctifs.

A la lumière de l'information actuellement disponible, nous prévoyons maintenant entreprendre la production initiale au milieu de 2013.

Nous avons mis à jour nos estimations des réserves et des ressources en 2009, comme l'exigent les normes de l'industrie, en nous appuyant sur l'information recueillie jusqu'à la fin de l'année.



Réserves et ressources de Cigar Lake
----------------------------------------------------------------------------
Part de
Cameco 2009 2008 Variations
----------------------------------------------------------------------------
tonnes lbs tonnes lbs lbs
(millier) %U3O8 (million) (millier) %U3O8 (million) (million)
----------------------------------------------------------------------------
Réserves
prouvées 65,25 25,6 36,9 248,50 20,7 113,2 (76,3)
----------------------------------------------------------------------------
Réserves
probables 213,40 14,4 67,8 - - - 67,8
----------------------------------------------------------------------------
Total P+P 278,65 17,0 104,7 248,50 20,7 113,2 (8,5)
----------------------------------------------------------------------------
Ressources
mesurées 4,20 2,1 0,2 - - - 0,2
----------------------------------------------------------------------------
Rssources
indiquées 7,80 2,4 0,4 30,60 4,9 3,3 (2,9)
----------------------------------------------------------------------------
Total M+I 12,00 2,3 0,6 30,60 4,9 3,3 (2,7)
----------------------------------------------------------------------------
Ressources
présumées 240,20 12,6 66,8 158,50 16,9 59,1 7,7
----------------------------------------------------------------------------


Les variations sont attribuables surtout aux facteurs suivants :

- la ré-interprétation des enveloppes minéralisées à l'extrémité est du gîte;

- la modélisation des blocs en 3D (nous utilisions un modèle en 2D en 2007);

- la révision du tracé de la mine et des hypothèses de dilution;

- la refonte de la catégorisation des ressources et des réserves.

Ces facteurs ont contribué aux baisses de la quantité totale de livres d'U3O8 contenues dans les réserves et de la teneur moyenne estimée.

Notre part des réserves est passée de 113 millions de livres en 2008 à 105 millions de livres. Notre revue de la classification des ressources minérales et des réserves a fait en sorte que 35 % des réserves ont été classées comme prouvées, contre 100 % antérieurement. La classification est fondée sur l'écart entre les trous de forage, la continuité géologique, la continuité de la teneur, la confiance en l'estimation et la capacité prévue d'une récupération réussie de tout le minerai.

------------------------

Les coûts de la conduite à terme du projet Cigar Lake et nos dates cibles pour la sécurisation des ouvrages souterrains et le démarrage de la production constituent de l'information prospective. Ils sont fondés sur des hypothèses et sont exposés aux risques importants précisés à la rubrique "Mise en garde concernant l'information prospective et les énoncés prospectifs", notamment aux hypothèses et aux risques qui y sont énumérés.

Hypothèses

- les phénomènes naturels ou une défaillance de matériel ne causent pas de délai important ou de perturbation de nos plans;

- il n'y a pas d'autre venue d'eau;

- il n'y a pas de défaillance des dispositifs d'étanchéité utilisés en rapport avec des venues d'eau antérieures;

- il n'y pas de conflit de travail;

- nous obtenons les entrepreneurs, le matériel, les pièces d'exploitation et les approvisionnements, ainsi que les permis et les autorisations nécessaires des autorités de réglementation dans les délais prévus.

Risques importants

- une condition imprévue d'ordre géologique, hydrologique ou souterraine, notamment une autre venue d'eau, entraîne un autre délai de notre progression;

- nous ne pouvons obtenir ou conserver les permis ou les autorisations nécessaires des autorités de réglementation;

- phénomènes naturels, conflits de travail, défaillances de matériel, retard à obtenir les entrepreneurs nécessaires, le matériel, les pièces ou approvisionnements d'exploitation, ou d'autres événements causent des délais importants ou perturbent nos plans.

Personnes ayant les qualifications appropriées

La divulgation de l'information scientifique et technique concernant les propriétés suivantes de Cameco, présentée dans le présent communiqué, 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
----------------------------------------------------------------------------
- Alain G. Mainville, directeur,
gestion des ressources minérales, Cameco
- David Bronkhorst, directeur général, Cameco McArthur River/
- Greg Murdock, surintendant technique, Cameco Key Lake
- Lorne D. Schwartz, premier métallurgiste, Cameco
- Les Yesnik, directeur général, Cameco
----------------------------------------------------------------------------
- Alain G. Mainville, directeur,
gestion des ressources minérales, Cameco
- Charles J. Foldenauer, directeur général adjoint,
Exploitation d'Inkai, Inkai
----------------------------------------------------------------------------
- Alain G. Mainville, directeur,
gestion des ressources minérales, Cameco
- Grant J.H. Goddard, directeur général, Cigar Lake, Cameco
- C. Scott Bishop, premier ingénieur minier, Cigar Lake, Cigar Lake
Cameco
- Lorne D. Schwartz, premier métallurgiste, Cameco
----------------------------------------------------------------------------


Alain G. Mainville, directeur, gestion des ressources minérales, supervise et coordonne l'estimation des réserves et des ressources minérales par les personnes ayant les qualifications appropriées chez Cameco, et fait rapport à la direction et au comité de supervision des réserves du conseil d'administration.

Mise en garde concernant l'information prospective et les énoncés prospectifs

Le présent communiqué de presse comprend des énoncés et de l'information concernant nos attentes pour l'avenir. Lorsque nous précisons notre stratégie, nos plans et notre rendement éventuel sur le plan des finances et de l'exploitation, ou d'autres perspectives, nous faisons des énoncés considérés comme de l'information prospective ou des énoncés prospectifs selon les lois canadiennes et américaines sur les valeurs mobilières. Ces énoncés comportent habituellement des mots et des expressions concernant l'avenir, comme : anticiper, prévoir, planifier, avoir l'intention de, prédire, objectif, cible, projet, potentiel, stratégie et perspectives. Ils expriment nos opinions actuelles, et peuvent changer beaucoup. Nous avons fondé ces énoncés sur un certain nombre d'hypothèses importantes, notamment sur celles énumérées ci-dessous, qui pourraient bien s'avérer incorrectes. Les événements et les résultats réels pourraient bien être fort différents de nos prévisions actuelles, en raison des risques associés à notre entreprise commerciale. Nous énumérons ci-dessous un certain nombre de ces risques importants. Nous vous recommandons aussi de prendre connaissance de notre formulaire d'information annuel et de notre EAD pour l'exercice 2009, qui comprend un examen d'autres risques importants susceptibles de faire en sorte que les résultats réels soient bien différents de nos attentes actuelles. L'information prospective a pour objet de vous aider à comprendre les opinions actuelles de la direction sur nos perspectives à court terme et à plus long terme, et elle pourrait bien ne pas être appropriée à d'autres fins. Nous ne procéderons pas nécessairement à la mise à jour de cette information, si nous ne sommes pas obligés de le faire par les lois sur les valeurs mobilières.

Voici quelques exemples d'information prospective contenue dans le présent communiqué de presse : la production dans nos exploitations d'uranium de 2010 à 2014, et notre objectif de doubler la production annuelle d'uranium vers 2018; notre capacité d'atteindre la production annuelle prévue à McArthur River et à Key Lake selon les calendriers que nous avons arrêtés, de terminer les travaux correctifs et de lancer la production à Cigar Lake selon les calendriers que nous avons préparés et au coût estimatif retenu, et d'atteindre nos objectifs de production annuelle à Inkai; nos prévisions que nos soldes de trésorerie actuels et nos flux de trésorerie d'exploitation seront suffisants pour satisfaire nos besoins prévus au cours des années à venir sans qu'il soit nécessaire de recourir à un financement additionnel important; la production future dans nos exploitations de services de combustible; les taux d'imposition éventuels; notre analyse de la sensibilité à long terme du prix de l'uranium; les perspectives pour chacun de nos secteurs d'exploitation en 2010, et nos perspectives consolidées pour l'année.

Voici certains des risques importants susceptibles de faire en sorte que les résultats réels soient différents : les chiffres des ventes réels ou les prix marchands réels pour l'un ou l'autre de nos produits ou services sont inférieurs aux prévisions pour l'une ou l'autre raison, notamment l'évolution des prix marchands ou la perte de part de marché à un concurrent; nous sommes affectés par l'évolution des taux de change, des taux d'intérêt et des taux d'imposition; les coûts de production sont plus élevés que prévus, ou les approvisionnements nécessaires ne sont pas accessibles, ou ne sont pas disponibles à des conditions commerciales acceptables; nos estimations de la production, des dépenses du retrait de l'exploitation ou de la remise en état des terres, ou nos estimations des dépenses liées à la fiscalité, s'avèrent inexactes; nous ne pouvons faire valoir nos droits légaux, ou nous faisons l'objet de contentieux ou de procédures en arbitrage ayant un résultat adverse; il y a des défauts dans les titres de nos propriétés; nos estimations des réserves et des ressources sont inexactes, ou nous devons affronter des conditions imprévues ou difficiles sur les plans géologique, hydrologique ou minier; nous sommes affectés par des risques sur le plan de l'environnement, de la sécurité et de la réglementation, y compris l'accroissement des charges d'ordre réglementaire; nous ne pouvons pas obtenir ou conserver les permis ou les autorisations nécessaires des autorités gouvernementales; nous sommes affectés par les risques politiques dans un pays en développement où nous avons des exploitations (comme le Kazakhstan); nous sommes affectés par le terrorisme, le sabotage, les accidents ou la détérioration de l'appui politique à l'énergie nucléaire, ou de la demande dans ce domaine; il se produit des changements à la réglementation gouvernementale ou aux politiques gouvernementales, notamment aux lois et aux politiques concernant le commerce et la fiscalité; nos fournisseurs d'uranium et de services de conversion n'honorent pas leurs engagements de livraison; nous sommes affectés par les phénomènes naturels, notamment le mauvais temps, les incendies, les inondations, les envahissements souterrains, les séismes, les défaillances de paroi et les affaissements de terrain; nos exploitations sont perturbées par des problèmes dans nos installations ou dans celles de nos clients, par la non disponibilité de réactifs, de matériel, de pièces d'exploitation et d'approvisionnements essentiels à la production, par des problèmes de relations de travail, des grèves ou des lockouts et par d'autres risques liés au développement et à l'exploitation.

Nous avons formulé des hypothèses importantes concernant le chiffre des ventes et des achats et le prix de l'uranium, des services de combustible et de l'électricité; les coûts de production prévus; les prix au comptant prévus et les prix réalisés prévus pour l'uranium, et d'autres facteurs abordés en rapport avec notre analyse de sensibilité du prix à long terme de l'uranium; les taux d'imposition, les taux de change et les taux d'intérêt; les dépenses liées au retrait de l'exploitation et à la remise en état des terres; les estimations des réserves et des ressources; les conditions d'ordre géologique, hydrologique et les autres conditions dans nos mines, notamment l'exactitude de nos attentes liées à l'état des ouvrages souterrains à Cigar Lake; notre capacité de poursuivre la livraison de nos produits et services aux quantités prévues et dans les délais prévus; notre capacité de nous conformer aux exigences actuelles et futures sur le plan de l'environnement, de la sécurité, et des autres exigences réglementaires, et d'obtenir et de conserver les autorisations d'ordre réglementaire requises; nos exploitations ne sont pas beaucoup affectées par l'instabilité politique, les nationalisations, le terrorisme, le sabotage, les désastres naturels, les initiatives gouvernementales ou politiques, les contentieux ou les procédures en arbitrage, les problèmes de relations de travail et d'autres risques liés au développement ou à l'exploitation.

Avis de dividende trimestriel

Cameco a annoncé aujourd'hui que le conseil d'administration de la Société a approuvé un dividende trimestriel de 0,07 $ par action sur les actions ordinaires en circulation de la Société, à verser le 15 avril 2010 aux actionnaires inscrits à la clôture du marché le 31 mars 2010.

Téléconférence

Nous vous invitons à participer à la téléconférence sur notre quatrième trimestre qui se tiendra le jeudi 25 février 2010, à 9 h 30, heure de l'Est.

Tous les investisseurs et les représentants des médias sont invités à participer à la téléconférence. La direction passera en revue les résultats financiers, les perspectives pour 2010 et les nouvelles concernant la Société avant d'inviter les investisseurs et les représentants des médias à poser des questions.

Pour participer à la téléconférence, veuillez composer le (416) 340-8018 ou le (866) 223-7781 (Canada et Etats-Unis). Un préposé acheminera votre appel. Un enregistrement en direct de la téléconférence sera accessible au moyen d'un lien à cameco.com le jour de la téléconférence.

Un enregistrement de la téléconférence sera accessible :

- sur notre site web, au cameco.com, peu après la téléconférence;

- sur post view, jusqu'à minuit, heure de l'Est, le mercredi 24 mars 2010, en composant le (416) 695-5800 ou le (800) 408-3053 (Code d'accès 1853874 #)

Information additionnelle

On peut obtenir un exemplaire intégral de l'EAD annuel pour 2009 de Cameco, des états financiers annuels vérifiés et de la conciliation selon les PCGR aux Etats-Unis, au SEDAR, au sedar.com, à EDGAR, au sec.gov/edgar.shtml, et sur le site web de la Société au cameco.com.

Profil

Cameco, dont le siège social est établi à Saskatoon, en Saskatchewan, est l'un des plus importants producteurs d'uranium au monde, un grand fournisseur de services de conversion et l'un des deux fabricants de combustibles Candu au Canada. La position concurrentielle de la Société est basée sur la propriété dominante 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, en Asie et en Australie. Les actions de Cameco se négocient aux bourses de Toronto et de New York.

Renseignements

  • Cameco Corporation
    Demandes de renseignements des investisseurs :
    Bob Lillie
    (306) 956-6639
    ou
    Demandes de renseignements des médias :
    Lyle Krahn
    (306) 956-6316
    www.cameco.com