SASKATOON, SASKATCHEWAN--(Marketwire - 10 mai 2011) -
Cameco (TSX:CCO) (NYSE:CCJ) vient d'annoncer aujourd'hui ses résultats financiers et d'exploitation consolidés pour le premier trimestre clos le 31 mars 2011, conformément aux Normes internationales d'information financière (IFRS), nouvellement adoptées.
"Les résultats du premier trimestre, annoncés aujourd'hui, alors que la situation à la centrale nucléaire de Fukushima est en train de se stabiliser", déclare le PDG Jerry Grandey.
"A court terme, il se peut que nous constations des retards pendant que le secteur marque une pause pour tirer les leçons de Fukushima. Toutefois, plusieurs pays ont déjà réaffirmé que la construction de nouveaux réacteurs nucléaires est essentielle à la satisfaction des demandes énergétiques à long terme dans leurs économies en développement rapide.
"Ces programmes de construction nucléaire nécessitent une fourniture redoublée d'uranium dans le monde entier", a expliqué M. Grandey. "C'est pourquoi notre stratégie de doublement de la production annuelle d'uranium d'ici 2018, à partir de notre base d'actifs leader du monde, reste inchangée."
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Points marquants
Trois mois
clos le
(millions $ sauf les données par action) 31 mars Variation
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2011 2010
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Recettes 454 485 (6) %
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Bénéfice net 91 143 (36) %
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$ par action ordinaire (base) 0,23 0,36 (36) %
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$ par action ordinaire (base) 0,23 0,36 (36) %
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Bénéfice net ajusté (voir mesure non-IFRS) 85 112 (24) %
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$ par action ordinaire (ajustée et diluée) 0,21 0,28 (25) %
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Flux de trésorerie fourni par l'exploitation
(après variations du fonds de roulement) 266 146 82 %
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Transition à l'IFRS
A compter du 1er janvier 2011, nous avons adopté l'IFRS pour les entreprises canadiennes qui ont un capital ouvert. Nos états financiers intermédiaires, consolidés, condensés, non révisés pour le trimestre se terminant le 31 mars 2011 (états financiers intermédiaires) ont été préparés conformément à l'IFRS. Les montants relatifs à l'année se terminant le 31 décembre 2010 de ce document, nos états financiers intermédiaires ainsi que le rapport de gestion du premier trimestre (MD&A du premier trimestre) ont été refondus pour qu'ils reflètent notre adoption de l'IFRS. Vous trouverez de plus amples détails sur les différences comptables les plus importantes dans notre MD&A du premier trimestre et dans la note 3 de nos états financiers intermédiaires.
Premier trimestre
Le bénéfice net attribuable à nos actionnaires (bénéfice net) pour ce trimestre s'est élevé à 91 millions $ (0,23 $ par action diluée) contre 143 millions $ (0,36 $ par action diluée) au premier trimestre 2010. Sur une base ajustée, notre bénéfice s'est élevé à 85 millions $ (0,21 $ par action diluée) contre 112 millions $ (0,28 $ par action diluée) (voir la mesure non-IFRS) au premier trimestre 2010. Cette baisse est due à :
-- bénéfice en recul de notre activité électricité en raison d'une baisse des prix de réalisation et de l'augmentation des coûts -- bénéfice en recul de notre activité services de combustible en raison d'une baisse des prix moyens de réalisation -- bénéfice en recul de notre activité uranium en raison d'une baisse du chiffre d'affaires et d'une augmentation du coût moyen des produits vendus, partiellement compensé par une augmentation du prix de réalisation
Voir Résultats financiers par segment pour une discussion plus détaillée
Perspectives pour 2011
Au cours des prochaines années, nous comptons investir massivement dans l'expansion de la production dans les mines existantes et dans l'avancement des projets, dans le cadre de notre stratégie de croissance. Les projets se trouvent à divers stades de développement, de l'exploration et l'évaluation à la construction.
Nous pensons que nos soldes de trésorerie existants et nos flux de trésorerie liés à l'exploitation répondront aux exigences anticipées au cours des quelques années à venir, sans avoir recours à un financement supplémentaire significatif. Les soldes de trésorerie baisseront progressivement au fur et à mesure de notre utilisation des fonds dans notre entreprise et de la poursuite de nos plans de croissance.
Nos perspectives pour 2011 reflètent les dépenses nécessaires pour nous aider à réaliser notre stratégie. Notre perspective pour les recettes consolidées, les recettes de l'uranium et les dépenses d'investissement a changé par rapport aux perspectives de notre MD&A annuel 2010. Nous expliquons les principaux changements ci-dessous. Tous les autres éléments du tableau restent inchangés. Nous n'incluons pas de perspective pour les éléments du tableau marqués d'un tiret.
Voir Résultats financiers par segment pour de plus amples détails.
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Services de
Consolidé Uranium combustible Électricité
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Production - 21,9 millions 15 à 16 -
lbs millions kgU
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Volume des ventes - 31 à 33 Hausse 10 % -
millions lbs à 15 %
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Facteur de capacité - - - 89 %
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Recettes comparées Hausse 5 % Hausse 10 % Hausse 5 % Hausse 10 %
à 2010 à 10 % à 15 %(1) à 10 % à 15 %
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Coût unitaire
produits vendus
produits - Hausse 0 % Hausse 2 % Hausse 10 %
(y compris DDR) à 5 %(2) à 5 % à 15 %
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Coûts
d'administration
directs par
rapport Hausse 15 % - - -
à 2010(3) à 20 %
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Coûts d'exploration
par rapport - Baisse 5 % - -
à 2010 à 10 %
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Taux d'imposition Récupération - - -
de 0 % à 5 %
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Dépenses 620 - - 80 millions $
d'investissement millions $(4)
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(1) Sur la base d'un prix au comptant de 55,25 USD par livre (le prix au
comptant de l'Ux au 2 mai 2011), d'un indicateur de prix à long terme
de 70,00 USD par livre (l'indicateur à long terme de l'Ux au 25 avril
2011) et d'un taux de change de 1,00 USD pour 0,95 CDN.
(2) La hausse se base sur le coût unitaire de vente des matériaux produits.
Tout achat discrétionnaire supplémentaire en 2011 peut entraîner une
hausse globale du coût unitaire des produits vendu.
(3) Les frais d'administration directs ne comprennent pas les dépenses
liées à la rémunération par actions.
(4) Ne comprend pas part de dépenses d'investissement chez BPLP.
Nous nous attendons maintenant à une hausse des recettes de l'uranium de 10 à 15 % par rapport à 2010 (auparavant une hausse de 15 à 20 %) en raison du renforcement du dollar canadien par rapport au dollar américain. Notre attente précédente se basait sur une hypothèse de taux de change de 1,0 USD pour 1,0 CDN. Notre attente révisée se base sur le taux de change du 2 mai 2011 de 1,0 USD pour 0,95 CDN. L'évolution du taux de change a également entraîné un changement de nos perspectives de recettes consolidées. Nous nous attendons maintenant à une hausse des recettes consolidées de 5 à 10 % par rapport à 2010 (auparavant une hausse de 10 à 15 %). Pour compenser une partie de ce recul, nous attendons une valeur supplémentaire de nos contrats de change.
Ce sont nos clients qui choisissent le moment dans l'année où ils souhaitent recevoir des livraisons d'uranium et de services de combustible, nos modèles de livraison trimestriels et donc nos volumes des ventes et nos recettes peuvent varier considérablement. Cette année, nous nous attendons à ce que la majeure partie des livraisons se fasse durant la deuxième moitié de l'année. Nous nous attendons à ce que les livraisons du deuxième trimestre soient les plus faibles de l'année et que le quatrième trimestre représente environ un tiers de notre volume des ventes 2011.
Notre investissement dans Talvivaara apparaît désormais comme une dépense d'investissement. Par conséquent, notre estimation des dépenses d'investissement est passée de 620 millions $ par rapport à notre estimation précédente de 575 millions $.
Analyse de vulnérabilité
Pour le reste de 2011 :
-- un changement de 5 USD par livre dans le prix au comptant de l'Ux (55,25 USD par livre au 2 mai 2011) et de l'indicateur de prix à long terme de l'Ux (70,00 USD par livre au 25 avril 2011) modifierait les recettes de 29 millions $ et le bénéfice net de 21 millions $. -- un changement de 5 $ du prix au comptant de l'électricité modifierait notre bénéfice net 2011 de 2 millions $, en prenant pour hypothèse que le prix au comptant restera en-dessous du prix plancher de 50,18 $, stipulé dans le contrat de BPLP avec Ontario Power Authority (OPA). -- un changement de un cent de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain modifierait les recettes de 15 millions $ et le bénéfice net ajusté de 5 millions $. Cette vulnérabilité se base sur un taux de change de 1,0 USD pour 0,95 CDN.
Bénéfice net ajusté (mesure non IFRS)
Le bénéfice net ajusté est une mesure sans signification standardisée dans l'IFRS (mesure non-IFRS). Nous utilisons le bénéfice net ajusté comme mesure plus parlante pour comparer notre performance financière d'une période à l'autre. Le bénéfice net ajusté est notre bénéfice net ajusté par rapport aux plus-values et moins-values latentes à la valeur du marché sur nos instruments financiers qui, selon nous, ne reflètent pas la performance financière.
Le bénéfice net ajusté est une information supplémentaire non-standard et ne peut se substituer aux informations financières préparées selon les normes comptables. D'autres entreprises peuvent calculer cette mesure différemment. Le tableau ci-dessous fait le rapprochement entre le bénéfice net ajusté et le bénéfice net.
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Trois mois se terminant le
($ millions) 31 mars
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2011 2010
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Bénéfice net 91 143
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Ajustements (après impôts)
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Plus-values latentes sur instruments financiers (6) (31)
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Bénéfice net ajusté 85 112
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Résultats financiers par segment 2011
Uranium
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Trois mois se terminant le
Points marquants 31 mars
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2011 2010 variation
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Volume de production (million lbs) 4,7 6,1 (23)%
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Volume des ventes (million lbs) 6,1 6,6 (8)%
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Prix au comptant moyen (USD/lb)
Prix moyen réalisé 67,58 41,79 (62 %)
(USD/lb) 48,06 42,34 14 %
(CDN/lb) 48,60 45,79 6 %
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Coût des produits vendus (CDN/lb U3O8)
(y compris DDR) 32,30 29,51 9 %
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Recettes ($ millions) 297 302 (2)%
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Marge brute ($ millions) 100 107 (7)%
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Marge brute (%) 34 35 (3)%
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Premier trimestre
Les volumes de production de ce trimestre étaient inférieurs de 23 % par rapport au premier trimestre 2010, principalement en raison d'une production réduite à McArthur River/Key Lake. Le démontage de conduites de glace abandonnées de la nouvelle chambre de production à McArthur River a entraîné une baisse des livraisons de minerai à l'usine de concentration de Key Lake. Pour optimiser la production pour cette année, nous avons reporté l'arrêt planifié à l'usine de concentration de Key Lake du deuxième trimestre au premier trimestre. Nos perspectives de production pour l'année restent inchangées. Voir les Points d'actualité sur l'exploitation et les projets de développement pour en savoir plus.
Les recettes de l'uranium étaient en baisse de 2 % ce trimestre par rapport à 2010, en raison d'une baisse de 8 % du volume des ventes en partie compensée par une augmentation de 6 % du prix de vente de réalisation en CDN.
Ce trimestre, nos prix de réalisation étaient plus élevés qu'au premier trimestre 2010, principalement en raison de prix USD plus élevés au terme de contrats liés au marché, en partie compensés par un taux de change moins favorable. Au premier trimestre 2011, notre taux de change réalisé s'est élevé à 1,01 $ par rapport à 1,08 $ l'année passée.
Le coût total effectif des produits vendus (exception faite de DDR) a augmenté de 5 % ce trimestre, pour passer à 175 millions $ (28,55 $ par livre U3O8). Ceci était principalement le résultat de ce qui suit :
-- les coûts unitaires moyens de l'uranium produit étaient supérieurs de
14 % en raison d'une augmentation des coûts de production unitaires en
lien avec la réduction de production au cours du trimestre. Nous
continuons à nous attendre à une augmentation des coûts unitaires de
0 % à 5 % pour l'année, par rapport à 2010.
-- les coûts unitaires moyens de l'uranium acheté étaient supérieurs de
12 % en raison d'une augmentation des achats au prix au comptant
L'effet net a été une baisse de 7 millions $ de la marge brute pour le
trimestre.
Le tableau suivant montre notre coût unitaire effectif des produits
vendus (exception faite de DDR) pour les matériaux produits et achetés, y
compris les redevances sur les matériaux produits et la qualité de
l'uranium produit et acheté qui a été vendu.
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Coût unitaire effectif Quantité vendue
des produits vendus
(CDN/lb U3O8) (millions lbs)
Trois mois se terminant le -----------------------------------------------
31 mars 2011 2010 variation 2011 2010
variation
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Produit 27,50 24,22 3,28 4,0 4,6 (0,6)
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Acheté 30,61 27,26 3,35 2,1 2,0 0,1
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Total 28,55 25,14 3,41 6,1 6,6 (0,5)
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Reportez-vous à notre MD&A du premier trimestre pour des nouvelles sur notre
analyse de vulnérabilité du prix de l'uranium.
Services de combustible
(comprend les résultats pour UF6, UO2 et la fabrication de combustible)
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Trois mois se terminant le
Points marquants 31 mars
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2011 2010 variation
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Volume de production (million kg U) 4,3 4,8 (10)%
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Volume des ventes (million kg U) 2,4 2,2 9 %
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Prix réalisé (CDN/kg U) 20,63 26,06 (21)%
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Coût des produits vendus (CDN/kg U)
(y compris DDR) 17,77 15,86 12 %
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Recettes ($ millions) 49 58 (16)%
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Marge brute ($ millions) 7 23 (70)%
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Marge brute (%) 14 40 (65)%
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Premier trimestre
Les recettes totales ont baissé de 16 % en raison d'une baisse de 21 % du prix de réalisation moyen pour nos services de combustible, partiellement compensée par une augmentation de 9 % du volume des ventes.
Notre prix de réalisation en CDN pour les services de combustible a été affecté par le mélange des produits livrés au cours du trimestre. En 2010, la fabrication de combustible a représenté une plus forte proportion des ventes de services de combustible ce qui, en général, génère un prix bien plus élevé que les autres services de combustible.
Le coût total des produits et services vendus (y compris DDR) a augmenté de 20 % (42 millions $ contre 35 millions $ au cours du premier trimestre 2010) en raison de l'augmentation du volume des ventes. Le coût moyen unitaire des ventes était supérieur de 12 % en raison de niveaux de production inférieurs au premier trimestre 2011 et à la constatation des recouvrements de coûts supérieurs au cours du premier trimestre 2010.
L'effet net a été une baisse de 16 millions $ de la marge brute.
Résultats de la génération d'électricité
Premier trimestre
Les recettes totales de l'électricité ont baissé de 14 % ce trimestre par rapport au premier trimestre 2010, en raison d'une production en recul et de prix de réalisation inférieurs. Les prix de réalisation reflètent les ventes au comptant, les recettes constatées aux termes du contrat de BPLP avec l'OPA et les recettes des contrats financiers. BPLP a constaté des recettes de 109 millions $ pour ce trimestre aux termes du contrat avec l'OPA, contre 103 millions $ au premier trimestre 2010. Environ 36 % de la production de BPLP a été vendue dans le cadre de contrats financiers ce trimestre-ci, contre 38 % au cours du premier trimestre 2010. De temps à autre, BPLP pénètre sur le marché pour capturer les plus-values aux termes de ces contrats.
Le facteur de capacité était de 91 % au cours de ce trimestre, en recul par rapport aux 98 % du premier trimestre 2010, en raison d'un arrêt planifié. Il n'y a pas eu d'arrêt planifié au premier trimestre 2010. Les coûts d'exploitation se sont élevés à 233 millions $ contre 209 millions $ en 2010.
Le résultat est une baisse de 45 % de notre part des bénéfices avant impôts.
BPLP a distribué 70 millions $ à ses partenaires au premier trimestre. Notre part s'est élevée à 22 millions $. Les partenaires ont convenu que BPLP distribuera les excédents de trésorerie mensuellement et procédera à des appels de liquidités pour les importants projets d'investissement.
Un arrêt planifié pour maintenance est prévu sur une unité au cours du deuxième trimestre.
Points d'actualité sur l'exploitation et les projets de développement
Uranium - tour d'horizon de la production
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Part de Cameco Trois mois se terminant le
(million lbs U3O8) 31 mars variation
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2011 2010
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McArthur River/Key Lake 2,4 3,7 (35)%
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Rabbit Lake 1,0 1,0 -
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Smith Ranch-Highland 0,4 0,5 (20)%
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Crow Butte 0,2 0,2 -
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Inkai 0,7 0,7 -
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Total 4,7 6,1 (23)%
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McArthur River/Key Lake
A McArthur River, nous avons décidé de démonter les conduites de glace abandonnées de la nouvelle chambre de production dans la zone 2, panneau 5 avant de démarrer la production. Ces travaux ont entraîné une baisse des livraisons de minerai à l'usine de concentration de Key Lake. Pour optimiser la production pour cette année, nous avons reporté l'arrêt planifié à l'usine de concentration de Key Lake du deuxième trimestre au premier trimestre. Nous n'anticipons pas que le changement de calendrier impactera notre cible de production pour cette année.
A McArthur River, nous avons commencé à produire à partir de la deuxième chambre de forage élevée dans la zone 2, panneau 5. Nous anticipons que la seconde chambre permettra d'améliorer le rendement de la production.
A Key Lake, nous avons commencé à installer d'importantes installations dans la nouvelle installation à oxygène. Nous avons également entamé des travaux mécaniques, électriques et d'instrumentation sur les principales installations dans les nouvelles installations de génération d'acide et de vapeur. Nous comptons terminer et mettre en service ces trois installations cette année.
Nous continuons de progresser dans les travaux d'évaluation environnementale pour le projet d'extension de Key Lake et travaillons à la maximisation de la capacité de traitement des résidus.
Inkai
La production suit le calendrier pour cette année.
Avec la signature de la modification de son contrat d'utilisation des ressources, Inkai a reçu l'approbation finale pour :
-- l'augmentation de sa production annuelle des blocs 1 et 2 à 3,9 millions de livres d'U3O8 (base 100 %) -- entreprendre un programme d'évaluation quinquennal au bloc 3 pour effectuer un forage de délimitation, une estimation des ressources minérales et la construction et l'exploitation d'une installation d'essai pour le traitement du lixiviat, ainsi que l'achèvement d'une étude de faisabilité.
Cigar Lake
En préparation pour la reprise du fonçage de puits, nous avons commencé à geler le sol autour du puits 2. Nous avons également redémarré le gel du corps de minerai à partir du sous-sol.
Nous avons continué de mettre en oeuvre la stratégie de gel de surface et anticipons le début du forage des puits congelés à partir de la surface au deuxième trimestre.
Pour le restant de l'année, nous allons nous concentrer sur la réalisation de nos plans et la mise en oeuvre des stratégies que nous avons décrites dans notre MD&A annuel.
Dans le rapport technique déposé début 2010, nous avons indiqué que notre part des coûts totaux des investissements dans le projet de Cigar Lake s'élevait à 912 millions $. Ceci comprend l'achèvement du développement souterrain et de la construction en surface ainsi que l'achèvement des modifications des usines de concentration de Rabbit Lake et de McClean Lake. De plus, notre MD&A annuel 2010 a indiqué une estimation des coûts des investissements de 80 millions $ à 85 millions $ pour la mise en oeuvre de la stratégie de gel des surfaces.
Nous incorporons actuellement les développements de 2010 à notre plan minier de Cigar Lake, y compris notre décision de poursuivre notre stratégie de gel des surfaces. Une fois ce travail terminé, nous réviserons et mettrons à jour nos estimations, y compris notre estimation des coûts des investissements, le calendrier d'accroissement de la production, l'estimation des coûts d'exploitation et les estimations des réserves de minerai et des ressources. Nous comptons fournir des estimations révisées et déposer un rapport technique mis à jour au troisième trimestre.
Nous continuons de cibler le début de production à la mi-2013.
Cigar Lake est un point clé de notre plan de doublement de la production d'uranium à 40 millions de livres d'ici 2018, et nous nous engageons à mettre ce précieux actif en production en toute sécurité.
Kintyre
Nous avons achevé une estimation des ressources minérales au premier trimestre. Elle se base sur 355 trous de forage au diamant historiques et sur 261 nouveaux trous de forage au diamant.
Ressources minérales
En date du 31 mars 2011 (base 100 % - seule la dernière colonne indique notre part)
(tonnes en milliers ; livres en millions)
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Teneur Teneur Notre part
Catégorie Tonnes % U3O8 (lbs U3O8) (lbs U3O8)
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Probable 5 257,0 0,49 56,4 39,5
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Présumée 505,0 0,47 5,3 3,7
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Pour tester la minéralisation en profondeur, nous avons foré environ 40 trous supplémentaires. Nous incorporerons les résultats de ce programme de forage dans notre estimation des ressources minérales une fois le programme terminé.
Nous continuons à faire progresser le projet vers une décision de développement à l'aide de notre processus de jalons. Voir notre MD&A annuel pour en savoir plus sur les jalons de ce projet.
Services de combustible
La production des services de combustible s'est élevée à un total de 4,3 millions kg U ce trimestre, contre 4,8 millions kg U au premier trimestre 2010 en raison de problèmes d'exploitation rencontrés à l'unité de conversion de Port Hope, qui ont été résolus après un arrêt de deux semaines.
Nous estimons que la production totale se situera entre 15 et 16 millions kg U en 2011.
Personnes qualifiées
Les données techniques et scientifiques discutées dans ce document pour nos propriétés physiques (McArthur River/Key Lake, Inkai et Cigar Lake) ont été préparées sous la supervision des personnes suivantes qui sont des personnes qualifiées aux fins de NI 43-101 :
McArthur River/Key Lake Cigar Lake - David Bronkhorst, vice-président, - Grant Goddard, vice-président, Exploitation minière Cameco Exploitation minière Cameco du sud de la Saskatchewan du nord de la Saskatchewan - Les Yesnik, directeur général, Key Lake, Cameco Inkai - Charles Foldenauer, directeur d'exploitation, JV Inkai
Avertissement concernant les énoncés prospectifs
Ce document comprend des déclarations et des renseignements sur nos attentes pour l'avenir.
Lorsque nous discutons notre stratégie, plans et performances financières et opérationnelles futures, ou d'autres choses qui n'ont pas encore eu lieu, nous formulons des déclarations considérées comme étant des renseignements prospectifs ou énoncés prospectifs en vertu des lois canadiennes et américaines. Nous y faisons référence dans ce document sous le terme d'énoncés prospectifs.
Points clés à comprendre sur les énoncés prospectifs de ce document :
-- Ils comprennent en général des mots et des expressions telles que :
anticiper, estimer, s'attendre à, planifier, avoir l'intention de,
prévoir, objectif, cible, projet, potentiel, stratégie et perspectives
(voir exemples ci-dessous).
-- Ils représentent nos points de vue actuels et peuvent changer
considérablement.
-- Ils se basent sur plusieurs sur des hypothèses substantielles, y compris
celles dont nous avons dressé la liste ci-dessous, qui pourraient
s'avérer incorrectes.
-- Les résultats et événements réels peuvent être très différents de ce à
quoi nous nous attendons actuellement en raison des risques associés à
notre entreprise. Nous énumérons plusieurs des risques réels ci-dessous.
Nous vous recommandons d'examiner également notre fiche de renseignement
annuelle actuelle ainsi que le MD&A annuel et du premier trimestre, qui
comprend une discussion des autres risques réels pouvant engendrer un
écart considérable entre les résultats réels et ceux que nous anticipons
actuellement.
Les énoncés prospectifs sont conçus pour vous aider à comprendre le point de
vue actuel de la direction sur nos perspectives à court et long terme et
risquent de ne pas être appropriés à d'autres fins. Nous ne mettrons pas
forcément ces énoncés à jour, sauf stipulation contraire de la législation
sur les valeurs mobilières.
Exemples d'énoncés prospectifs dans ce document :
-- de nouveaux programmes de construction de réacteurs nucléaires
nécessitent une fourniture redoublée d'uranium dans le monde entier
-- les perspectives pour chacun de nos segments d'exploitation pour 2011 et
notre perspective consolidée pour l'année
-- nos volumes de livraisons prévus pour le deuxième trimestre sont les
plus bas de l'année et les livraisons du quatrième trimestre
représentent environ un tiers du volume des ventes 2011
-- notre anticipation que nos soldes de trésorerie existants et nos flux
de trésorerie liés à l'exploitation répondront aux exigences
anticipées, sans avoir recours à un financement supplémentaire
significatif
-- notre anticipation que nous allons investir massivement dans l'expansion
de la production dans les mines existantes et dans l'avancement des
projets, dans le cadre de notre stratégie de croissance
-- notre anticipation que les soldes de trésorerie baisseront
progressivement au fur et à mesure de notre utilisation des fonds dans
notre entreprise et de la poursuite de nos plans de croissance
-- notre cible de début de production à Cigar Lake à la mi-2013
Risques réels
-- les volumes des ventes ou les prix du marché réels pour un de nos
produits ou services sont inférieurs à nos attentes pour toute raison, y
compris les variations des prix du marché ou la perte d'une part de
marché au profit d'un concurrent
-- nous sommes affectés négativement par les variations des taux de change,
des taux d'intérêts ou des taux d'imposition
-- nos coûts de production sont plus élevés que prévu, ou les
approvisionnements nécessaires ne sont pas disponibles, ou pas
disponibles selon des conditions commercialement raisonnables
-- nos estimations de la production, des achats, des coûts, du déclassement
ou des coûts de remise en état, nos estimations des charges fiscales,
s'avèrent être inexacts
-- nous ne sommes pas en mesure de faire appliquer nos droits en vertu des
contrats, permis ou licences existants, ou nous sommes soumis à des
poursuites ou à une arbitration ayant un effet négatif
-- nos titres de propriétés présentent des défauts ou sont contestés
-- les estimations de nos réserves et ressources minérales sont inexactes,
ou nous sommes confrontés à des conditions géologiques, hydrologiques ou
minières inattendues ou difficiles
-- nous sommes affectés par des risques environnementaux, sécuritaires et
réglementaires, y compris des fardeaux ou retards réglementaires accrus
-- nous ne sommes pas en mesure d'obtenir ou de garder les permis ou
approbations nécessaires des autorités gouvernementales
-- nous sommes affectés par les risques politiques dans un pays en
développement dans lequel nous exerçons nos activités
-- nous sommes affectés par des actes de terrorisme ou de sabotage, par des
barrages, par un accident ou par la détérioration du support politique
ou de la demande d'énergie nucléaire
-- nous sommes impactés par des changements de la réglementation sur les
centrales nucléaires, ou par la perception publique de leur sécurité,
ce qui affecte négativement la construction de nouvelles centrales, le
renouvellement des licences des centrales existantes et la demande
d'uranium
-- il y a des changements de la réglementation ou des politiques qui nous
affectent négativement, y compris les lois et politiques en matière
fiscale et commerciale
-- nos fournisseurs d'uranium et de conversion manquent à leurs engagements
de livraison
-- nous sommes en retard ou nous n'arrivons pas à restaurer et à développer
Cigar Lake
-- nous sommes affectés par des phénomènes naturels, y compris une météo
défavorable, des incendies, des inondations et des tremblements de terre
-- notre exploitation est perturbée en raison de problèmes avec nos propres
installations ou celles de nos clients, l'indisponibilité de réactifs,
d'équipements, de pièces et fournitures d'exploitation essentielles à la
production, le manque de capacité de traitement des résidus, les
pénuries de main d'ouvre, les problèmes de relation avec la main
d'ouvre, les grèves ou lock-outs, les inondations souterraines, les
effondrements, les ruptures des bassins de résidus et d'autres risques
de développement et d'exploitation
Hypothèses substantielles
-- nos attentes concernant les volumes des ventes et des achats et les prix
de l'uranium, des services de combustible et de l'électricité
-- nos attentes concernant la demande d'uranium, la construction de
nouvelles centrales nucléaires et le renouvellement des licences des
centrales nucléaires existantes ne sont pas affectées négativement par
les changements de la réglementation ou de la perception publique de
leur sécurité
-- nos coûts de production anticipés
-- nos attentes concernant les prix au comptant et les prix de réalisation
de l'uranium et d'autres facteurs discutés dans le MD&A du premier
trimestre, Analyse de vulnérabilité du prix de l'uranium
-- nos attentes concernant les taux d'imposition, les taux de change et les
taux d'intérêt
-- nos dépenses de déclassement et de remise en état
-- nos estimations des réserves et ressources minérales
-- les conditions géologiques, hydrologiques et autres dans nos mines
-- le succès de nos plans de restauration et de développement de Cigar Lake
-- notre capacité à continuer à fournir nos produits et services dans les
quantités attendus et aux dates attendues
-- notre capacité à nous conformer aux exigences actuelles et futures en
matière d'environnement, de sécurité et d'autres exigences
réglementaires, et à obtenir et garder les approbations réglementaires
nécessaires
-- notre exploitation n'est pas considérablement perturbée suite à : une
instabilité politique, la nationalisation, le terrorisme, le sabotage,
des barrages, des pannes, des désastres naturels, des actions
gouvernementales ou politiques, des poursuites ou des arbitrations,
l'indisponibilité de réactifs, d'équipements, de pièces et fournitures
d'exploitation essentielles à la production, des pénuries de main
d'ouvre, des problèmes de relation avec la main d'ouvre, des grèves ou
lock-outs, des inondations souterraines, des effondrements, des ruptures
des bassins de résidus, le manque de capacité de traitement des résidus,
ou d'autres risques de développement ou d'exploitation
Notification de dividendes trimestriels
Nous venons d'annoncer aujourd'hui que notre conseil d'administration a approuvé des dividendes trimestriels de 0,10 $ par action pour les actions ordinaires en circulation de l'entreprise qui sont payables le 15 juillet 2011, aux actionnaires inscrits à la fermeture des affaires le 30 juin 2011.
Téléconférence
Nous vous invitons à vous joindre à notre téléconférence du quatrième trimestre, le vendredi 6 mai 2011 à 13 h heure normale de l'Est.
La téléconférence sera ouverte à tous les investisseurs et aux médias. Pour rejoindre la conférence, numérotez le (800) 769-8320 (Canada et Etats-Unis) ou le (416) 695-6622. Un téléphoniste vous connectera. Un flux audio en direct de la téléconférence sera disponible à partir d'un lien sur le site cameco.com. Voir le lien sur notre page d'accueil le jour de la téléconférence.
Une version enregistrée des discussions sera disponible :
-- sur notre site Web, cameco.com, peu après l'appel
-- en écoute enregistrée jusqu'à lundi 6 juin 2011, à minuit, heure normale
de l'Est en appelant le (800) 408-3053 ou le (905) 694-9451
(code 4225264 #)
Informations supplémentaires
Vous trouverez une copie de notre MD&A du premier trimestre et de nos états financiers intermédiaires sur notre site Web, cameco.com, sur SEDAR, sur sedar.com, et sur EDGAR, sur sec.gov/edgar.shtml.
Des renseignements supplémentaires, y compris la discussion et l'analyse annuelles de la direction (2010), les états financiers révisés annuels et la fiche de renseignement annuelle, sont disponibles sur SEDAR, sur sedar.com, sur EDGAR, sur sec.gov/edgar.shtml et sur notre site Web, sur cameco.com.
Profil
Nous sommes un des plus importants producteurs d'uranium du monde, un important fournisseur de services de conversion et un des deux fabricants de combustible pour Candu au Canada. Notre position compétitive se base sur notre propriété de contrôle d'une des plus importantes réserves de haute qualité du monde et sur notre exploitation à faible coût. Nos produits à base d'uranium sont utilisés pour générer de l'électricité propre dans des centrales nucléaires du monde entier, y compris en Ontario où nous sommes un associé commanditaire de la centrale nucléaire à plus forte capacité de génération d'Amérique du Nord. Nous faisons également de l'exploration d'uranium dans les Amériques, en Australie et en Asie. Nos actions sont cotées à la bourse de Toronto et à celle de New York. Notre siège social se trouve à Saskatoon, Saskatchewan.
Tels qu'utilisés dans ce communiqué de presse, les termes "nous", "nous", "notre" et Cameco signifient Cameco Corporation et ses filiales et affiliés, sauf mention contraire.
Renseignements:
Questions des investisseurs
Bob Lillie
(306) 956-6639
Questions des services de presse
Rob Gereghty
(306) 956-6190