Cameco
TSX : CCO
NYSE : CCJ

Cameco

13 févr. 2011 14h11 HE

Cameco annonce ses résultats financiers du quatrième trimestre et de l'exercice 2010

- meilleure fiche de sécurité de l'histoire de Cameco - production d'uranium de 10 % plus élevée qu'en 2009 - poursuite de l'accélération de la production à Inkai et dépassement de la production de 2009 - achèvement de l'assèchement des ouvrages souterrains à Cigar Lake - prolongation de deux ans du cycle de vie prévue de la mine de Rabbit Lake, soit jusqu'en 2017

SASKATOON, SASKATCHEWAN--(Marketwire - 13 fév. 2011) -

TOUS LES MONTANTS SONT EXPRMÉS EN DOLLARS CANADIENS (SAUF AVIS CONTRAIRE)

Cameco (TSX:CCO) (NYSE:CCJ) a annoncé aujourd'hui ses résultats financiers et d'exploitation consolidés pour le quatrième trimestre et pour l'exercice terminés le 31 décembre 2010.

" Cameco a connu un excellent exercice 2010 ", a déclaré le PDG Jerry Grandey. " Nous avons augmenté la production, baissé nos coûts unitaires d'uranium et sensiblement augmenté notre dividende. Nous avons également obtenu la meilleure fiche de sécurité de notre histoire. "

" Le marché a terminé son année très fortement, car la Chine a signé des contrats d'achat d'uranium à long terme très important et plusieurs pays ont indiqué leur intention de construire plus de réacteurs nucléaires. Notre société est en bonne position de prospérer grâce à la nécessité croissante d'énergie propre maintenant et à l'avenir. Nous demeurons fidèles à notre stratégie de doubler la production à 40 millions de livres d'ici 2018. "



----------------------------------------------------------------------------
Trimestre Exercice
Faits saillants terminé terminé
(en millions $ sauf le 31 décembre le 31 décembre
pour les montants ------------------------------------------------------
au sujet des actions) 2010 2009 Variation 2010 2009 Variation
----------------------------------------------------------------------------
Revenu 673 659 2 % 2 124 2 315 (8 %)
----------------------------------------------------------------------------
Profit brut 245 206 19 % 744 750 (1 %)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 207 598 (65 %) 515 1 099 (53 %)
----------------------------------------------------------------------------
$ par action ordinaire
(de base) 0,52 1,52 (66 %) 1,31 2,83 (54 %)
$ par action ordinaire
(diluée) 0,52 1,52 (66 %) 1,30 2,82 (54 %)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net ajusté
(non-PCGR, voir
page 10) 191 170 12 % 496 528 (6 %)
----------------------------------------------------------------------------
$ par action ordinaire
(ajustée et diluée) 0,48 0,43 12 % 1,25 1,35 (7 %)
----------------------------------------------------------------------------
Trésorerie provenant de
l'exploitation
poursuivie (après
variations du fonds
de roulement) 120 188 (36 %) 507 690 (27 %)
----------------------------------------------------------------------------


Exercice complet

Le bénéfice net pour l'exercice a été de 515 M $ (1,30 $ par action diluée), comparativement à 1 099 M $ (2,82 $ par action diluée) en 2009. En plus des éléments indiqués ci-dessous, notre bénéfice net a été affecté par le gain sur la vente de notre participation dans Centerra Gold Inc. (Centerra) à la fin de 2009 et par des gains latents plus faibles sur les instruments financiers de l'exercice en cours.

Sur une base ajustée, le bénéfice pour l'exercice a été de 496 M $ (1,25 $ par action ajustée et diluée) comparativement à 528 M $ (1,35 $ par action ajustée et diluée) (non-PCGR, voir page 10). Le recul de 6 % est dû :

- à des bénéfices plus faibles résultant des prix de vente inférieurs réalisés dans notre secteur de l'électricité

- à des frais d'exploration plus élevés

- à des impôts sur le revenu plus élevés

- partiellement compensés par des bénéfices améliorés dans notre secteur de production d'uranium liés à des coûts de vente inférieurs.

Pour obtenir une description plus détaillée, voir les résultats financiers de 2010 par secteur.

Quatrième trimestre

Notre bénéfice net pour le trimestre a été de 207 M $ (0,52 $ par action diluée), une diminution de 391 M $, comparativement à 598 M $ (1,52 $ par action diluée) en 2009. Nous avons enregistré un gain net de 374 millions M $ au quatrième trimestre de 2009 lié à la vente de notre participation dans Centerra.

Sur une base ajustée, le bénéfice du trimestre a été de 191 M $ (0,48 $ par action diluée), comparativement à 170 M $ (0,43 $ par action diluée) (non-PCGR, voir page 10) au quatrième trimestre de 2009. L'augmentation de 12 % du bénéfice net ajusté est due à des profits plus élevés dans notre secteur de production d'uranium, liés à une moyenne plus élevée réalisée en prix de vente et à un coût unitaire moindre du chiffre d'affaires, partiellement compensé par une baisse des profits dans le secteur de l'électricité en raison d'une baisse du prix réalisé.

Pour obtenir une description plus détaillée, voir les résultats financiers de 2010 par secteur

En 2010, les états financiers annuels ont été vérifiés, mais ceux présentés des quatrièmes trimestres de 2009 et de 2010 ne l'ont pas été. Une copie de nos états financiers vérifiés de 2010 est disponible dans notre site web, à cameco.com. Notre rapport de gestion de 2010 sera affiché dans notre site Web le lundi 14 février 2011.

Perspectives pour l'exercice 2011

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 satisferont nos besoins en capital 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.

Nos perspectives pour 2011 reflètent les dépenses d'expansion nécessaires pour nous aider à concrétiser notre stratégie. Nous ne présentons pas de perspectives pour les éléments du tableau qui sont indiqués par un tiret.



Perspectives financières pour l'exercice 2011(1)

----------------------------------------------------------------------------
Services
Consolidé Uranium de combustible Électricité
----------------------------------------------------------------------------
Production - 21,9 15 à 16 -
millions lb millions kgU
----------------------------------------------------------------------------
Chiffre des ventes - 31 à 33 Hausse -
millions lb 10 % à 15 %
----------------------------------------------------------------------------
Facteur de capacité - - - 89 %
----------------------------------------------------------------------------
Revenu comparé Hausse Hausse Hausse Baisse
à 2010 10 % à 15 % 15 % à 20 %(2) 5 % à 10 % 10 % à 15 %
----------------------------------------------------------------------------
Coût unitaire
du produit vendu - Hausse Hausse Hausse
(y compris AER) 0 % à 5 %(3) 2 % à 5 % 10 % à 15 %
----------------------------------------------------------------------------
Frais d'administration
directs comparés à Hausse - - -
2010(4) 15 % à 20 %
----------------------------------------------------------------------------
Frais d'exploration
comparés à - Baisse - -
2010 5 % à 10 %
----------------------------------------------------------------------------
Taux d'imposition Récupération - - -
de 0 % à 5 %
----------------------------------------------------------------------------
Dépenses
d'immobilisation 575 M $(5) - - 80 M $
----------------------------------------------------------------------------
(1) A compter du 1er janvier 2011, nous produirons nos rapports sur nos
résultats financiers conformément aux normes internationales
d'information financière(NIIF). Les informations contenues dans les
perspectives financières de 2011 ont été établies conformément aux NIIF
et à nos choix de politique en rapport avec ces normes, à ce jour.
D'autres informations sur notre passage aux NIIF sont contenues dans
notre rapport de gestion de 2010.
(2) Basé sur un prix au comptant de 73,00 $ (US) la livre d'uranium (le
prix Ux au comptant le 7 février 2011), un indicateur de prix à long
terme de 73,00 $ (US) la livre d'uranium (indicateur Ux à long terme
au 31 janvier 2011) et un taux de change de 1,00 $ (US) pour 1,00 $
(CA).
(3) Cette augmentation est basée sur le coût unitaire de vente du matériel
produit. Si nous décidons de faire des achats discrétionnaires en 2011,
alors nous nous attendons à une nouvelle augmentation du coût unitaire
global des produits vendus.
(4) Les frais d'administration directs ne comprennent pas les dépenses liées
à la rémunération à base d'actions.
(5) Ne comprend pas notre part des dépenses en immobilisations à Bruce Power
Limited Partnership (BPLP).


Perspectives consolidées

Nous prévoyons qu'en 2011, le revenu consolidé sera de 10 % à 15 % plus élevé en raison :

- des hausses du chiffre des ventes dans les secteurs de l'uranium et des services de combustible

- des hausses des prix de vente réalisés dans les secteurs de l'uranium et des services de combustible

- d'une compensation partielle provenant de prix inférieurs réalisés pour l'électricité

Nous prévoyons que les frais d'administration (ne comprenant pas la rémunération à base d'actions) seront de 15 % à 20 % plus élevés qu'en 2010 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 5 % à 10 % plus bas qu'en 2010 en raison d'une évaluation à la baisse de nos activités du projet Kintyre, car nous sommes près de la fin de l'étape de préfaisabilité.

Perspectives pour le secteur de l'uranium

Nous prévoyons produire 21,9 millions de livres d'U3O8 en 2011.
Selon les contrats déjà négociés, nous prévoyons vendre en 2011 de 31 millions à 33 millions de livres d'U3O8. Nous prévoyons que le coût unitaire de vente de la matière produite sera supérieur de 0 % à 5 % à celui de 2010, en raison du coût unitaire de vente de la matière produite. Si nous décidons de faire des achats discrétionnaires en 2011, nous nous attendrons alors à une nouvelle augmentation du coût unitaire global des produits vendus.

Selon nos prix au comptant actuels, le revenu devrait être plus élevé qu'en 2010, de 15 % à 20 % environ, en raison des hausses des prix réalisés et du chiffre des ventes prévues pour 2011.

Nos clients ont le loisir de choisir le moment de la réception de l'uranium et des services de combustible 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 2011, la tendance des profils de livraison sera semblable à celle de 2010, et que les livraisons seront plus importantes au deuxième semestre de l'exercice. Nous prévoyons que le quatrième trimestre représentera environ un tiers de notre chiffre des ventes en 2011.

Analyse de la sensibilité à long terme aux 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 2010 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 2010, et si aucune des hypothèses énumérées ci-dessous ne changeait.

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



----------------------------------------------------------------------------
($ US/lb U3O8)
----------------------------------------------------------------------------
Prix au comptant (en $) 20 40 60 80 100 120 140
----------------------------------------------------------------------------
2011 38 41 47 52 57 63 68
----------------------------------------------------------------------------
2012 36 40 50 58 68 77 86
----------------------------------------------------------------------------
2013 43 45 54 63 73 82 90
----------------------------------------------------------------------------
2014 44 47 55 64 74 83 91
----------------------------------------------------------------------------
2015 40 45 55 65 75 85 94
----------------------------------------------------------------------------


Le tableau illustre le mélange des contrats à long terme de notre portefeuille du 31 décembre 2010 et ceci est conforme à notre stratégie de négociation de contrats. Le tableau a été mis à jour pour refléter les livraisons effectuées et les contrats signés jusqu'au 31 décembre 2010.

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 $ à 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 à des prix plus favorables.

Notre portefeuille est influencé par plus du prix au comptant. Nous avons émis les hypothèses suivantes (qui ne sont pas des prévisions) pour créer le tableau :

Ventes

- un chiffre des ventes de 32 millions de livres en moyenne par année;

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 2011 et 2012.

Prix

- l'indice de prix moyen à long terme est le même que le prix au comptant moyen pour tout l'exercice (une démarche simplifiée adoptée uniquement à cette fin). Depuis 1996, l'indice des prix à long terme a été en moyenne de 13 % plus élevé que le prix au comptant. Cet écart a varié de manière significative. En supposant que le prix à long terme est à prime par rapport au prix au comptant, les prix dans le tableau seront plus élevés.

- 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 2015

Nous avons des sources de production géographiquement diversifiées. Nous prévoyons produire environ 125 millions de livres d'U3O8 au cours des cinq prochaines années à partir des propriétés énumérées ci-dessous. Notre stratégie est de doubler notre production annuelle de 40 millions de livres d'ici 2018 qui, selon nos prévisions, proviendront de nos propriétés en exploitation, nos projets de développement et les projets en cours d'évaluation.



----------------------------------------------------------------------------
Prévisions actuelles
(en million de lb d'U3O8) 2011 2012 2013 2014 2015
----------------------------------------------------------------------------
McArthur River/Key Lake 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1
----------------------------------------------------------------------------
Rabbit Lake 3,6 3,6 3,6 3,6 3,6
----------------------------------------------------------------------------
É.-U. LIS 2,5 3,1 3,1 3,7 3,8
----------------------------------------------------------------------------
Inkai 2,7 3,1 3,1 3,1 3,1
----------------------------------------------------------------------------
Cigar Lake - - 1,0 2,0 5,6
----------------------------------------------------------------------------
Total 21,9 22,9 23,9 25,5 29,2
----------------------------------------------------------------------------


En 2013, la production à la mine McArthur River pourrait être inférieure, alors que nous ferons la transition vers la zone minière supérieure 4.

En 2010, Inkai a reçu l'approbation en principe de produire 3 900 000 de livres par année (sur une base de 100 %) et cherche à obtenir l'approbation finale en vue de modifier le contrat d'utilisation des ressources.

Nos objectifs de production annuelle pour 2011 et pour les années futures prévoient qu'Inkai recevra les approbations gouvernementales et le soutien de notre partenaire, Kazatomprom. Plus précisément, nous devrons :

- obtenir l'approbation finale de produire à un rythme annuel de 3,9 millions de livres (notre part : 2,3 millions de livres)

- obtenir les permis et les approbations requises pour produire à un rythme annuel de 5,2 millions de livres (notre part : 3,1 millions de livres)

- augmenter la production à un taux annuel de 5,2 millions de livres cette année

Nous espérons qu'Inkai recevra tous les permis et les approbations requises pour répondre à ses objectifs de production pour 2011 et les années futures et nous prévoyons qu'Inkai sera en mesure d'augmenter la production de cette année tel qu'indiqué plus haut.

Il n'est pas certain, cependant, qu'Inkai recevra ces permis ou approbations ou qu'il sera en mesure d'augmenter la production cette année. Si Inkai ne les reçoit pas, ou si les permis et approbations sont retardés, Inkai pourrait ne pas atteindre ses objectifs de production annuelle pour 2011 et les années à venir.

Cette prévision est une information de nature prospective. Elle est fondée sur les hypothèses et assujettie aux risques importants discutés à la page 20, et plus particulièrement sur les hypothèses et les risques énumérés ici. La production réelle peut être sensiblement différente de ces prévisions.

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 blocus ou d'autres actes d'activistes sociaux, 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.

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 ou du fonctionnement prévu 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 blocus ou autres actes d'activistes sociaux, 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 combustible

Nous prévoyons produire en 2011 un total de 15 millions à 16 millions de kgU.

Nous prévoyons que le prix de vente réalisé moyen pour nos produits de services de combustible baissera de 2 % à 5 %, alors que le chiffre des ventes augmentera de 10 % à 15 % 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 89 % en 2011, et que la production réelle sera d'environ 2 % inférieure à celle de 2010. Le prix réalisé de l'électricité en 2011 devrait être moins élevé, d'environ 5 % à 10 %, que celui de 2010, puisque BPLP a moins de contrats financiers pour 2011. Le 31 décembre 2010, BPLP avait des contrats financiers portant sur environ 7,5 TWh, ce qui est l'équivalent d'environ 30 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 10 % à 15 % pour ce motif.

Nous prévoyons que le coût unitaire moyen (après les récupérations de coûts) sera de 10 % à 15 % plus élevé en 2011, et que le total des frais d'exploitation augmentera d'environ 5 % à 10 %, en raison surtout de l'augmentation des coûts liés aux interruptions prévues et au maintien des effectifs.



Dépenses d'immobilisation
----------------------------------------------------------------------------
(Part de Cameco en millions $) 2010 2010 2011
prévu réel prévu
----------------------------------------------------------------------------
Capital d'expansion
----------------------------------------------------------------------------
Cigar Lake 111 90 176
----------------------------------------------------------------------------
Inkai 4 5 9
----------------------------------------------------------------------------
McArthur River - - 14
----------------------------------------------------------------------------
Millennium - - 6
----------------------------------------------------------------------------
É.-U. LIS - - 13
----------------------------------------------------------------------------
Total - capital d'expansion 115 95 218
----------------------------------------------------------------------------
Capital de soutien
----------------------------------------------------------------------------
McArthur River/Key Lake 220 165 169
----------------------------------------------------------------------------
É.-U. LIS 53 45 38
----------------------------------------------------------------------------
Rabbit Lake 56 49 85
----------------------------------------------------------------------------
Inkai 18 5 19
----------------------------------------------------------------------------
Services de combustible 29 20 32
----------------------------------------------------------------------------
Autre 9 8 14
----------------------------------------------------------------------------
Total - capital de soutien 385 292 357
----------------------------------------------------------------------------
Intérêts capitalisés 52 48 -
----------------------------------------------------------------------------
Total - uranium & services de combustible 552(1) 435 575
----------------------------------------------------------------------------
Électricité (notre part de BPLP : 31,6 %) 41 35 80
----------------------------------------------------------------------------
(1) Nous avons mis à jour l'estimation du coût en capital de 2010 (510 M$)
dans le rapport de gestion du T2 et (475 M$) dans celui du T3.


Les dépenses en immobilisations ont été de 21 % en deçà de nos projets de 2010, principalement en raison de la baisse d'activités dans nos installations d'uranium de la Saskatchewan. Nous ne prévoyons pas que cette réduction des dépenses en immobilisations en 2010 aura une incidence sur nos projets visant à doubler la production annuelle d'uranium d'ici à 2018. L'écart à Cigar Lake est dû principalement à la dépollution et à la restauration des ouvrages souterrains qui ont pris plus de temps que prévu et à la révision des calendriers de projets à la suite de la décision de procéder à la congélation de surface. L'écart à la mine McArthur River a été principalement attribuable à un changement dans les projets de développement de la mine et à un report de certains projets d'immobilisations qui ne sont pas essentiels à la production. L'écart à Key Lake a été principalement dû aux retards dans la construction des usines d'acide et d'oxygène et au report de certains des autres projets de revitalisation de Key Lake.

Nous prévoyons des dépenses d'immobilisations totales pour l'uranium et les services de combustible de 32 % plus élevées en 2011, en raison de l'augmentation des dépenses pour :

- le capital de croissance à Cigar Lake -

- les investissements de maintien à Rabbit Lake

Pour les prochaines années, nous prévoyons que nos dépenses en immobilisations seront semblables à celles de 2011.

Analyse de sensibilité

Au 31 décembre 2010, chaque variation d'un cent de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain modifierait notre bénéfice net pour 2010 d'environ 9 M$ (CA). Cette sensibilité est fondée sur un taux de change de 1,00 $ (US) pour 0,99 $ (CA).

Pour 2011 :

- un changement de 5 $ (US) la livre dans chacun des prix au comptant Ux (73 $ (US) la livre en date du 7 février 2011) et dans l'indicateur de prix Ux à long terme (73 $ (US) la livre au 31 janvier 2011) modifierait les revenus de 34 M$ et le bénéfice net de 26 M$.

- un changement de 5 $ du prix au comptant de l'électricité pourrait changer notre bénéfice net pour 2011 de 2 M$, en se fondant sur l'hypothèse que le prix au comptant demeurera inférieur au prix plancher prévu par le contrat de BPLP avec l'Office de l'électricité de l'Ontario.

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.



----------------------------------------------------------------------------
Trimestre terminé Exercice terminé
le 31 décembre le 31 décembre
-------------------------------------------
(millions $) 2010 2009 2010 2009
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (Mesures PCGR) 207 598 515 1,099
----------------------------------------------------------------------------
Ajustements (après impôt)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice provenant d'activités
abandonnées - (424)(1) - (382)(1)
----------------------------------------------------------------------------
Gains non réalisés sur
instruments financiers (16) (4) (19) (189)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net ajusté
(mesure non-PCGR) 191 170 496 528
----------------------------------------------------------------------------
(1) Nous avons modifié notre méthode de calcul du bénéfice ajusté pour
exclure tous les montants liés à notre investissement dans Centerra.
Auparavant, nous avions inclus notre part du bénéfice d'exploitation de
Centerra dans notre mesure de bénéfice ajusté.


Résultats financiers de 2010 par secteur

Uranium
----------------------------------------------------------------------------
Trimestre Exercice
terminé terminé
le 31 décembre le 31 décembre
-----------------------------------------------------
Faits saillants 2010 2009 Variation 2010 2009 Variation
----------------------------------------------------------------------------
Chiffre de la production
(en million de lb) 6,4 6,7 (4)% 22,8 20,8 10 %
----------------------------------------------------------------------------
Chiffre des ventes
(en million de lb) 9,1 10,0 (9)% 29,6 33,9 (13)%
----------------------------------------------------------------------------
Prix au comptant moyen
($US/lb) 58,29 45,96 27 % 46,83 46,06 2 %
----------------------------------------------------------------------------
Prix réalisé moyen
($US/lb) 48,50 40,64 19 % 43,63 38,25 14 %
($CA/lb) 50,10 43,51 15 % 45,81 45,12 2 %
----------------------------------------------------------------------------
Coût unitaire moyen
des ventes ($CA/lb U3O8)
(y compris AÉR) 29,89 30,29 (1)% 28,40 30,59 (7)%
----------------------------------------------------------------------------
Revenu (millions $) 461 443 4 % 1,374 1,551 (11)%
----------------------------------------------------------------------------
Profit brut ($ millions) 181 132 37 % 503 488 3 %
----------------------------------------------------------------------------
Profit brut (%) 39 30 30 % 37 31 19 %
----------------------------------------------------------------------------


Quatrième trimestre

Les revenus de production du trimestre ont été de 4 % inférieurs à ceux du quatrième trimestre de 2009 en raison de la baisse de production à Rabbit Lake.

Les revenus du secteur de l'uranium ont augmenté de 4 % en raison d'une augmentation de 15 % du prix de vente réalisé, en partie compensée par une baisse de 9 % du chiffre des ventes.

Les prix réalisés ont été plus élevés en raison des prix plus élevés en vertu des contrats liés au marché et des contrats de ventes à prix fixe.

Le coût au comptant total des ventes (à l'exclusion de l'AÉR) a diminué de 12 % à 233 M$ (25,30 $ la livre d'U3O8). Cette augmentation est principalement le résultat de ce qui suit :

- baisse de 9 % du chiffre des ventes

- le coût unitaire moyen de l'uranium produit a été de 26 % plus élevé

- le coût unitaire moyen de l'uranium acheté a été de 14 % plus faible en raison d'un nombre plus faible d'achats au prix au comptant

L'effet net est une augmentation de 49 M$ en profit brut pour le trimestre.

Exercice complet

Les volumes de production en 2010 ont été de 10 % plus élevés qu'en 2009 en raison de la hausse de production à la mine McArthur River Lake / Key et l'accélération de production continue à Inkai.

Les revenus du secteur de l'uranium ont été en baisse de 11 % au cours du présent exercice par rapport à 2009, en raison d'une baisse de 13 % du chiffre des ventes.

Le chiffre des ventes en 2010 a été de 13 % inférieur à 2009 en raison du report de livraisons par certains clients en vertu de contrats jusqu'en 2011. En outre, étant donné la nature discrétionnaire de la demande du marché au comptant et le faible niveau des prix du marché au comptant au cours des trois premiers trimestres de 2010, nous avons délibérément réduit notre chiffre d'affaires des ventes au comptant pour l'exercice.

Nos prix réalisés en dollars américains au cours de l'exercice ont été de 14 % plus élevés que ceux de 2009 principalement en raison de la hausse des prix des contrats de vente à prix fixe. Notre prix de vente en dollars canadiens, toutefois, n'a été que légèrement supérieur à celui de 2009, car il a été affecté par un taux de change moins favorable. Notre taux de change a été en moyenne de 1,05 $ comparativement à 1,18 $ en 2009.

Le coût au comptant total des ventes (à l'exclusion de l'AÉR) a diminué de 23 % cette année, soit à 699 M$ (23,32 $ la livre d'U3O8). Cette augmentation est principalement le résultat de ce qui suit :

- Une baisse de 13 % du chiffre des ventes

- Le coût unitaire moyen de l'uranium produit a été inférieur de 6 %

- Le coût unitaire moyen de l'uranium acheté a été de 17 % plus faible en raison de la baisse des achats au prix au comptant

- Une plus faible proportion du chiffre des ventes d'uranium acheté, ce qui entraîne un coût de trésorerie plus élevé

L'effet net est une augmentation de 15 M$ du profit brut pour l'exercice.

Le tableau suivant illustre le coût au comptant des ventes par unité (à l'exclusion de l'AÉR) pour les matières produites et achetées, y compris les frais de redevances sur les matières produites, et la quantité d'uranium produite et achetée vendue.



----------------------------------------------------------------------------
Coût unitaire
des ventes Quantité vendue
($CA/lb U3O8) (million lb)
Trimestre terminé ----------------------------------------------------------
le 31 décembre 2010 2009 variation 2010 2009 variation
----------------------------------------------------------------------------
Produit 22,30 17,73 4,57 5,5 5,1 0,4
----------------------------------------------------------------------------
Acheté 29,93 34,72 (4,79) 3,6 4,9 (1,3)
----------------------------------------------------------------------------
Total 25,30 26,19 (0,89) 9,1 10,0 (0,9)
----------------------------------------------------------------------------

Exercice complet terminé
le 31 décembre 2010 2009 variation 2010 2009 variation
----------------------------------------------------------------------------
Produit 22,45 23,86 (1,41) 20,0 20,9 (0,9)
----------------------------------------------------------------------------
Acheté 25,11 30,22 (5,11) 9,6 13,0 (3,4)
----------------------------------------------------------------------------
Total 23,32 26,33 (3,01) 29,6 33,9 (4,3)
----------------------------------------------------------------------------


Résultats liés aux services de combustible
(comprenant les résultats pour l'UF6, l'UO2 et la fabrication de
combustibles)
----------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercice
terminés terminé
le 31 décembre le 31 décembre
Faits saillants 2010 2009 variation 2010 2009 variation
----------------------------------------------------------------------------
Chiffre de la production
(millions lb) 3,9 3,9 - 15,4 12,3 25 %
----------------------------------------------------------------------------
Chiffre des ventes
(millions lb) 6,3 6,0 5 % 17,0 14,9 14 %
----------------------------------------------------------------------------
Prix réalisé
($CA/kgU) 14,59 14,89 (2)% 16,86 17,84 (5)%
----------------------------------------------------------------------------
Coût unitaire moyen des
ventes($CA/lb U3O8)
(y compris l'AÉR) 12,87 12,43 4 % 13,39 14,47 (7)%
----------------------------------------------------------------------------
Revenu (millions $) 93 91 2 % 301 276 9 %
----------------------------------------------------------------------------
Profit brut (millions $) 11 13 (15)% 60 50 20 %
----------------------------------------------------------------------------
Profit brut (%) 12 14 (14)% 20 18 11 %
----------------------------------------------------------------------------


Quatrième trimestre

Le revenu total a augmenté de 2 % en raison d'une augmentation de 5 % des volumes de ventes.

Le prix réalisé en dollar canadien pour l'UF6 a été similaire à l'année précédente, mais a été affecté par un taux de change moins favorable. Notre taux de change a été en moyenne de 1,03 $ au quatrième trimestre comparativement à 1,06 $ en 2009.

Le coût total des produits et services vendus (y compris l'AÉR) a augmenté de 5 % (82 M $, comparativement à 78 millions de dollars au quatrième trimestre de 2009) en raison de l'augmentation du volume de ventes. Le coût unitaire moyen des ventes a été de 4 % plus élevé en raison de l'augmentation des ventes de fabrication de combustibles, ce qui entraîne un coût unitaire plus élevé que les autres produits de services de combustible.

L'effet net a été une diminution de 2 M$ en profit brut.

Exercice complet

L'usine de conversion d'UF6 de Port Hope a été en exploitation pendant une année complète en 2010, augmentant les volumes de production de 25 % par rapport à 2009. En 2009, l'installation a été fermée pendant les cinq premiers mois de l'année.

Le total des revenus a augmenté de 9 % en raison d'une augmentation de 14 % des volumes de ventes.

Les prix réalisés pour l'UF6 en dollars canadiens ont été affectés par un taux de change moins favorable. Notre taux de change était en moyenne de 1,05 $ en 2010 comparativement à 1,18 $ en 2009.

Le coût total des produits et services vendus (y compris l'AÉR) a augmenté de 6 % (241 M$ comparativement à 226 M$ en 2009) en raison de l'augmentation des volumes de ventes. Le coût unitaire moyen des ventes a été de 7 % inférieur en raison des coûts plus faibles des matériaux achetés et du retour à l'état de fonctionnement de l'usine d'UF6.

L'effet net a été une augmentation de 10 M$ de dollars en profit brut.

Résultats du secteur de l'électricité

Quatrième trimestre

Les revenus totaux du secteur de l'électricité ont diminué de 7 % alors que la production réelle plus élevée a été compensée par un prix réalisé plus faible. Les prix réalisés reflètent les ventes au comptant, revenus reconnus en vertu de l'accord de BPLP avec l'Office de l'électricité de l'Ontario (OEO), et les produits du contrat financier. BPLP a comptabilisé des revenus de 114 M$ au cours du trimestre en vertu de son accord avec l'OEO, comparativement à 137 M$ au quatrième trimestre de 2009. L'équivalent d'environ 45 % de la production de BPLP a été vendu en vertu de contrats financiers au cours du trimestre, comparativement à 54 % au quatrième trimestre de 2009.

Le facteur de capacité a été de 91 % au cours du trimestre, en hausse de 89 % au quatrième trimestre de 2009. Les coûts d'exploitation ont été de 221 M $, comparativement à 218 M$ en 2009.

Le résultat a été une diminution de 18 % de notre part des bénéfices avant impôts.

BPLP a distribué 120 M$ aux partenaires au quatrième trimestre. Notre part a été de 38 M$. Les partenaires ont convenu que BPLP distribuera l'excédent de trésorerie mensuellement, et fera des appels de fonds distincts pour les grands projets d'immobilisations.

Exercice complet

Les résultats de BPLP en 2010 sont en grande partie le résultat de revenus plus faibles, qui étaient inférieurs de 8 % comparativement à ceux de 2009 en raison d'une diminution de 9 % des prix de l'électricité réalisés. BPLP a comptabilisé des revenus de 339 M$ en vertu de l'accord conclu avec l'OEO au cours de l'année, comparativement à 514 M$ en 2009. L'équivalent d'environ 42 % de la production de BPLP a été vendu en vertu de contrats financiers en 2010, comparativement à 57 % en 2009.

Le facteur de capacité a été de 91 % en 2010. Les coûts d'exploitation ont été de 930 M $ au cours de l'année comparativement à 905 M$ en 2009.

L'effet net pour la Société a été une diminution de sa quote-part du bénéfice avant impôts de 26 %.

BPLP a distribué 525 M$ aux partenaires en 2010. Notre quote-part a été de 166 millions de dollars.



Mises à jour sur les activités d'exploitation et les projets de
développement

Uranium - aperçu de la production
----------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés Exercices terminés
le 31 décembre le 1er décembre
-----------------------------------------------------
Part de Cameco prévus
(million lb U3O8) 2010 2009 2010 2009 2010
----------------------------------------------------------------------------
McArthur River/Key Lake 4,0 4,0 13,9 13,3 13,1
----------------------------------------------------------------------------
Rabbit Lake 1,3 1,4 3,8 3,8 3,6
----------------------------------------------------------------------------
Smith Ranch-Highland 0,4 0,5 1,8 1,8 1,8
----------------------------------------------------------------------------
Crow Butte 0,2 0,2 0,7 0,8 0,7
----------------------------------------------------------------------------
Inkai 0,5 0,6 2,6 1,1 2,3
----------------------------------------------------------------------------
Total 6,4 6,7 22,8 20,8 21,5(1)
----------------------------------------------------------------------------
(1) Les prévisions pour 2010 ont été mises à jour dans le rapport de gestion
du T3 à 22 millions de livres.


McArthur River/Key Lake

Notre part de production pour l'exercice a été de 6 % supérieure à l'objectif de 13,1 millions de livres d'U3O8, et une augmentation de 5 % par rapport à 2009. En 2009, nous avons également dépassé notre objectif de production.

Notre solide rendement à la fois de McArthur River et Key Lake nous a permis de réaliser des bénéfices en vertu des modifications à la flexibilité des licences d'exploitation de McArthur River et de Key Lake.

Nous avons a développé une deuxième chambre de creusement dans la zone 2, tableau 5, ce qui devrait améliorer l'efficacité de la production à l'avenir.

Dans le bas de la zone 4, la transition vers cette zone a été complétée et la production a commencé au quatrième trimestre.

Rabbit Lake

La production au cours du présent exercice a été la même qu'en 2009.

Des réserves minérales ont été ajoutées, prolongeant ainsi le cycle de production prévue de deux ans jusqu'en 2017; le forage d'exploration en surface près de la mine a été terminé et de nouvelles minéralisations ont été trouvées. En 2012, nous prévoyons démarrer un programme de forage souterrain afin de mieux évaluer cette minéralisation.

Inkai

Notre part de production pour l'exercice a été significativement plus élevée en raison de l'excellent rendement du champ de captage et du traitement de l'uranium en stock à la fin de 2009. La production a été supérieure de 13 % par rapport aux prévisions au début de l'exercice en raison de l'achèvement des installations de traitement et d'un approvisionnement stable de produits acides.

Inkai a reçu l'approbation de l'État pour la mise en service de l'usine principale de traitement, permettant le traitement complet des concentrés d'uranium sur le site. L'usine a fonctionné à des cadences de production très près de la conception des capacités depuis plusieurs mois en raison du solide rendement du champ de captage.

Inkai a reçu l'approbation de principe :

- d'augmenter la production annuelle des blocs 1 et 2 à 3,9 millions de livres d'U3O8 (base de 100 %)

- de modifier le permis du bloc 3 en vue d'une période d'évaluation de cinq ans pour mener à bien le forage de délimitation, la construction et l'exploitation d'une installation d'essai de lixiviation, et pour terminer une étude de faisabilité

Inkai est en train de finaliser le processus d'approbation d'une modification de son contrat d'utilisation des ressources.

Inkai a poursuivi le forage de délimitation tout au long de l'exercice sur le bloc 3 et a commencé à planifier les travaux d'ingénierie et de construction d'une usine d'équipement d'essai.

Cigar Lake

Au cours de 2010, Cameco a :

- complété l'assèchement des ouvrages souterrains

- essentiellement terminé le nettoyage, l'inspection, l'évaluation et la sécurisation des zones d'ouvrages souterrains

- préparé le terrain autour du puits 2 pour la congélation en vue de poursuivre le forage du puits

- commencé à appliquer une stratégie de congélation en surface afin d'accélérer ainsi la période de mise en ouvre du projet en mettant de l'avant la production d'uranium au cours des premières années, et d'améliorer les coûts d'extraction et de l'économie du projet

- augmenté la capacité de pompage installé conformément aux normes de conception

- complété le remblayage des niveaux de 420 et 465 mètres

- repris les ouvrages souterrains à l'extrémité sud de la mine

- complété le programme de forage de surface de 2010


En 2011, Cameco prévoit :

- terminer la restauration de tous les autres systèmes miniers souterrains, des infrastructures et des zones d'ouvrages souterrains

- terminer les travaux de sécurisation de la mine

- reprendre la construction souterraine

- terminer le forage du puits 2

- terminer les installations de chargement du minerai vers la surface

- acheter de l'équipement supplémentaire pour le système de forage au jet

- obtenir l'approbation réglementaire de l'évaluation environnementale qui permettra le déversement des eaux traitées directement à Seru Bay du lac Waterbury

- obtenir l'approbation réglementaire pour le plan de la mine de Cigar Lake

Plus tard, en 2011, Cameco prévoit publier un nouveau rapport technique pour Cigar Lake pour tenir compte des projets de développement durant 2010, y compris sa décision de procéder à la stratégie de congélation en surface. Le rapport comprendra une mise à jour de ses estimations, y compris son estimation du coût en capital et le calendrier d'accélération de production.

La Société continuera de cibler la production initiale qui doit commencer au milieu de 2013.

Services de combustible

La production des services de combustible a totalisé 15,4 millions de kgU en 2010, en conformité avec l'objectif de 15 millions à 16 millions de kgU. La production a été supérieure de 25 % par rapport à 2009 en raison des activités d'exploitation de routine de l'usine de Port Hope d'UF6, qui n'a pas été en exploitation pendant presque toute la première moitié de 2009.

PERSONNES QUALIFIEES

La divulgation de l'information scientifique et technique concernant les propriétés suivantes de Cameco (McArthur River/Key Lake, Inkai et Cigar Lake) 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 :

McArthur River/Key Lake

- Alain G. Mainville, directeur, gestion des ressources minérales, Cameco

- David Bronkhorst, vice-président, exploitation minière pour le sud de la Saskatchewan, Cameco

- Greg Murdock, directeur technique, McArthur River, Cameco

- Lorne D. Schwartz, premier métallurgiste, projets majeurs - services techniques, Cameco

- Les Yesnik, directeur général, exploitation de Key Lake, Cameco

Cigar Lake

- Alain G. Mainville, directeur, gestion des ressources minérales, Cameco

- C. Scott Bishop, premier ingénieur minier, projets majeurs - services techniques, Cameco

- Grant J.H. Goddard, vice-président, exploitation minière pour le nord de la Saskatchewan, Cameco

- Lorne D. Schwartz, premier métallurgiste, projets majeurs - services techniques, Cameco

Inkai

- Alain G. Mainville, directeur, gestion des ressources minérales, Cameco

Au sujet des renseignements prospectifs

Le présent document comprend des énoncés et des renseignements sur les attentes futures de la Société.

Lorsque Cameco discute de sa stratégie, de ses plans et de ses futurs rendements financiers et d'exploitation ou autres activités qui n'ont pas encore eu lieu, elle émet des déclarations réputées comme étant des renseignements ou des énoncés prospectifs en vertu des lois en valeurs mobilières du Canada et des États-Unis. Dans le présent document, la Société les qualifie d'énoncés prospectifs.

Éléments importants à comprendre sur les énoncés prospectifs contenus dans ce document

- Ils comprennent généralement des termes et des énoncés sur l'avenir, tels que : prévoir, s'attendre à, planifier, avoir l'intention de, estimer, objectifs, cibles, projets, pouvoir, stratégie et perspectives (voir les exemples ci-dessous).

- Ils représentent les points de vue actuels de la Société, et peuvent changer de façon significative.

- Ils sont fondés sur un certain nombre d'hypothèses importantes, y compris celles que Cameco a énumérées ci-dessous, qui peuvent se révéler inexactes.

- Les résultats et les événements réels peuvent différer sensiblement de ceux prévus à l'heure actuelle par la Société en raison des risques liés à ses activités. Voici un certain nombre de risques importants. Le lecteur est avisé également de consulter la notice annuelle et l'examen et l'analyse par la direction sur l'exercice qui comprennent une discussion sur les risques importants qui pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent sensiblement des attentes actuelles de la Société.

L'information prospective vise à aider le lecteur à comprendre les opinions actuelles de la direction sur les perspectives à court terme et à long terme, et pourrait bien ne pas être appropriée à d'autres fins. La Société ne mettra pas nécessairement ces renseignements à jour à moins que les lois sur les valeurs mobilières ne l'exigent.

Exemples d'énoncés de nature prospective présentés dans le présent document

- les perspectives pour chacun des secteurs d'exploitation de la Société pour 2011 et ses perspectives consolidées de l'exercice

- la Société espère que les soldes de trésorerie et flux de trésorerie d'exploitation existants répondront à ses exigences de fonds propres prévus, sans avoir recours à des fonds supplémentaires importants

- son analyse de la sensibilité au prix de l'uranium

- elle estime être en mesure de poursuivre sa production d'uranium de 2011 à 2015 et de doubler sa production annuelle d'uranium d'ici 2018 à 40 millions de livres

- son plan de dépenses en capital de 2011 et les dépenses en capital prévues pour les quelques prochaines années similaires à celles prévues pour 2011

- elle espère que sa réduction des dépenses en immobilisations en 2010 n'aura pas d'impact sur ses plans de doubler la production annuelle d'uranium d'ici à 2018

- son objectif de production initiale pour Cigar Lake prévue pour le milieu de 2013, les bénéfices prévus pour sa stratégie de congélation en surface et ses prévisions de 2011 pour Cigar Lake

Risques importants

- le chiffre des ventes réelles ou les prix du marché pour l'un ou l'autre de ses produits ou services sont plus faibles que ceux prévus pour une raison quelconque, y compris les variations des prix du marché ou la perte de parts de marché aux dépens d'un concurrent

- la Société subit les effets négatifs des fluctuations des taux de change, des taux d'intérêt ou des taux d'imposition

- ses coûts de production sont plus élevés que prévus, ou les approvisionnements requis ne sont pas disponibles, ou ne sont pas disponibles à des conditions commerciales raisonnables

- les estimations par la Société des coûts de production, d'achat, du déclassement ou de récupération, ou ses estimations des charges fiscales s'avèrent inexactes

- la Société ne peut pas faire respecter ses droits légaux dans le cadre de ses accords, permis ou licences existants, ou elle fait l'objet de litiges ou d'arbitrage dont l'issue est défavorable

- il y a des vices de titres de propriétés ou des contestations à cet égard

- les estimations de la réserve et des ressources de la Société sont inexactes, ou elle doit faire face à des défis ou conditions géologiques, hydrologiques ou d'exploitation minière imprévus ou difficiles

- les risques d'ordre environnemental, sécuritaire et réglementaire, y compris les fardeaux ou retards réglementaires accrus

- la Société ne peut pas obtenir les permis ou autorisations requis des autorités gouvernementales ou les maintenir

- la Société est sujette aux risques politiques dans un pays en développement où elle exerce ses activités

- le terrorisme, le sabotage, les blocus, un accident ou la détérioration de l'appui politique ou de la demande relativement à l'énergie nucléaire

- il y a des changements à la réglementation ou aux politiques gouvernementales, y compris les lois et politiques fiscales et commerciales

- les fournisseurs d'uranium acheté à la Société et la conversion ne parviennent pas à répondre aux engagements de livraison du contrat

- les délais ou l'absence de succès en matière d'assainissement et d'exploitation à Cigar Lake

- les phénomènes naturels, y compris les intempéries, les incendies, les inondations et les tremblements de terre ont des incidences sur les activités d'exploitation de la Société

- les activités d'exploitation sont perturbées en raison de problèmes liés aux installations mêmes de la Société ou à celles de ses clients, à l'indisponibilité de réactifs, à l'équipement, aux pièces et approvisionnements d'exploitation essentiels à la production, au manque de capacité liée aux résidus, au manque de main-d'ouvre, aux enjeux de relations de travail, aux grèves ou lock-out, aux inondations souterraines, aux affaissements de terrain, à la défaillance de parois et autres incertitudes de développement et d'exploitation

Hypothèses importantes

- les prix du disponible prévus et les prix de réalisation pour l'uranium, et autres facteurs discutés à la page 5, Analyse de la sensibilité aux prix : uranium

- les taux d'imposition, les taux de change et les taux d'intérêt

- les dépenses de déclassement et de récupération

- les estimations des réserves et des ressources

- les conditions géologiques, hydrologiques et autres des mines de la Société

- le succès de l'assainissement et des plans de développement de Cigar Lake

- la capacité de la Société de continuer à fournir ses produits et services en fonction des quantités prévues et aux moments voulus

- sa capacité de se conformer aux exigences réglementaires actuelles et futures de l'environnement, de la sécurité et autres, et d'obtenir et de maintenir les autorisations réglementaires requises

- les activités de la Société ne sont pas significativement perturbées en raison d'instabilité politique, de nationalisation, de terrorisme, de sabotage, de blocus, d'effondrements, de catastrophes naturelles, d'actions gouvernementales ou politiques, de procédures contentieuses ou d'arbitrage, de la non-disponibilité de réactifs, de matériel, de pièces d'exploitation et d'approvisionnements essentiels à la production, de problèmes de relations de travail, d'inondations souterraines, de défaillance des parois, d'affaissements de terrain, de manque de capacité liée aux résidus, ou d'autres risques de développement ou d'exploitation

Avis de dividende trimestriel

Cameco a annoncé aujourd'hui que le conseil d'administration de la Société a approuvé un dividende trimestriel de 0,10 $ par action sur les actions ordinaires en circulation de la Société, à verser le 15 avril 2011 aux actionnaires inscrits à la clôture du marché le 31 mars 2011.

Téléconférence

Nous vous invitons à participer à la téléconférence sur notre quatrième trimestre qui se tiendra le lundi 14 février 2011, à 11 h 00, heure de l'Est.

Tous les investisseurs et les représentants des médias sont invités à participer à la téléconférence.

Pour participer à la téléconférence, veuillez composer le (800) 769-8320 ou le (416) 695-6616 (Canada et États-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, à cameco.com, peu après la téléconférence;

- sur post view, jusqu'à minuit, heure de l'Est, le lundi 14 mars 2011, en composant le (800) 408-3053 ou le (905) 694-9451 (Code d'accès 4257148 #)

Information additionnelle

On peut obtenir sous peu un exemplaire intégral de l'EAD annuel pour 2010 de Cameco, des états financiers annuels vérifiés et de la conciliation selon les PCGR aux États-Unis et la notice annuelle, au SEDAR, à sedar.com, à EDGAR, au sec.gov/edgar.shtml, et sur le site web de la Société à cameco.com.

Profil

Cameco est l'un des plus importants producteurs d'uranium au monde, un important 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. Le siège social de la Société est établi à Saskatoon, en Saskatchewan.

Tel qu'utilisé dans le présent communiqué de presse, le terme " Cameco " ou " la société " désigne Cameco Corporation, une société canadienne et ses filiales et sociétés affiliées, sauf indication contraire.

Renseignements

  • Cameco
    Demandes de renseignements des investisseurs :
    Bob Lillie
    (306) 956-6639
    ou
    Demandes de renseignements des investisseurs :
    Lyle Krahn
    (306) 956-6316