Cameco

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07 nov. 2006 23h26 HE

Cameco communique ses résultats financiers du troisième trimestre

SASKATOON, SASKATCHEWAN--(CCNMatthews - 7 nov. 2006) - Cameco Corporation (TSX:CCO) (NYSE:CCJ) communiquait aujourd'hui ses résultats financiers non vérifiés pour le troisième trimestre et pour les neuf mois terminés le 30 septembre 2006. Toutes les données du présent communiqué sont en dollars canadiens, sauf avis contraire. Pour un examen plus détaillé de nos résultats financiers, se reporter à la rubrique Examen et analyse par la direction (EAD) qui suit le présent communiqué.



Troisième trimestre de 2006

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Trimestre terminé le
30 sept.
Faits saillants d'ordre financier ------------------------------
(en millions $, sauf les données Variation
sur les actions) 2006 2005 en %
------------------------------------------------------------------------
Revenu (a) 363 287 27
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 69 14 393
------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie provenant
de l'exploitation (b) 79 148 (47)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 71 78 (9)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice par action - avant dilution ($) 0,20 0,22 (9)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice par action - après dilution ($) 0,19 0,21 (10)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net ajusté (c) 42 78 (46)
------------------------------------------------------------------------

(a) Au troisième trimestre de 2006, le revenu provenant de Bruce Power
Limited Partnership (BPLP) a fait l'objet d'une consolidation
proportionnelle. Au troisième trimestre de 2005, le revenu consolidé
n'incluait pas la part relative provenant de BPLP puisque notre
méthode de comptabilisation pour BPLP appliquait la valeur de
consolidation.
(b) Après les modifications au fonds de roulement.
(c) Le bénéfice net pour le trimestre terminé le 30 septembre 2006 a
été ajusté pour exclure un gain de 29 millions $ gain de (0,08 $
par action après dilution) lié à la vente de notre participation
dans Fort à la Corne. Le bénéfice net ajusté est une mesure non PCGR
permettant de présenter une comparaison représentative des résultats
financiers.


Au troisième trimestre de 2006, notre bénéfice net a été de 71 millions $ (0,19 $ par action après dilution). Cameco a comptabilisé un gain net de 29 millions $ (0,08 $ par action après dilution) par suite de la vente de ses intérêts dans le projet de diamants de Fort à la Corne au troisième trimestre de 2006. L'examen du bénéfice consolidé ci-dessous exclut ce poste afin de permettre une comparaison plus représentative des résultats d'exploitation.

Notre bénéfice net ajusté au troisième trimestre de 2006 a été de 42 millions $ (0,11 $ par action après dilution), soit 36 millions $ de moins que le bénéfice net de 78 millions $ (0,21 $ par action après dilution) comptabilisé en 2005 en raison de la baisse du bénéfice dans les entreprises d'électricité et d'or, en partie compensée par la baisse des frais d'impôt sur le bénéfice. En raison du calendrier évolutif des livraisons d'uranium et de produits de conversion et des interruptions prévues chez Bruce Power Limited Partnership (BPLP), les résultats trimestriels ne sont pas un bon indice des résultats annuels de Cameco.

Les flux de trésorerie provenant de l'exploitation au troisième trimestre de 2006 ont été de 79 millions $, à comparer à 148 millions $ en 2005. La baisse de 69 millions $ était liée à la baisse des flux de trésorerie provenant des entreprises d'or et d'électricité et à l'accroissement des stocks de produit au cours du trimestre.

Dans notre entreprise d'uranium, le bénéfice avant impôts a baissé à 14 millions $, depuis 30 millions $ au troisième trimestre de l'exercice précédent, en raison surtout de la baisse de 26 % du chiffre des ventes comptabilisé. Par rapport au troisième trimestre de 2005, le revenu provenant de notre entreprise d'uranium a baissé de 12 % et s'est chiffré à 136 millions $, la hausse de 30 % du prix de vente réalisé (en dollars US) ayant été plus qu'annulée par la baisse du chiffre des ventes pour le trimestre.

Le président et chef de la direction de Cameco, M. Jerry Grandey, a déclaré : "Même si le bénéfice est moins élevé au troisième trimestre qu'à la période correspondante de l'exercice précédent, il correspond à nos prévisions.

Au trimestre précédent, nous avons révélé que Cameco avait négocié des accords d'emprunt de produits de réserve. Le 31 octobre 2006, Cameco n'avait pas emprunté de matière en vertu des accords d'emprunts de réserve. Toutefois, que des matières soient empruntées ou non, nous reportons la comptabilisation du revenu provenant de toute vente de produit aux contreparties des accords d'emprunt de réserve jusqu'à concurrence de la limite des emprunts (5,6 millions de livres). Ceci est conforme aux normes comptables. Ainsi donc, au troisième trimestre, Cameco a reporté un revenu de 58 millions $ ainsi que les frais associés liés aux ventes de 2,8 millions de livres d'U3O8. Le profit brut lié aux ventes reportées a été de 12 millions $.

Le prix réalisé moyen de l'uranium en dollars canadiens a augmenté de 19 %, le dollar canadien plus ferme par rapport à la devise américaine ayant eu un effet modérateur, la plupart de nos ventes étant libellées en dollars américains. La hausse de notre prix réalisé moyen au troisième trimestre de 2006 est attribuable au relèvement des prix prévus dans les contrats à prix ferme et à la hausse du prix au comptant de l'uranium, qui a augmenté de 67 % et a atteint 50,83 $ (US), par rapport au troisième trimestre de 2005.

Le 23 octobre 2006, Cameco a annoncé une deuxième venue d'eau à Cigar Lake à la suite d'un éboulement de roches survenu dans un secteur d'exploitation éventuel, qui était auparavant sec. On a fait des efforts pour contrer la venue d'eau et pour protéger le puits principal et les infrastructures souterraines clés en fermant deux portes de cloison. Toutefois, l'une des portes n'était pas bien étanche, ce qui a permis une importante venue d'eau dans le secteur prévu pour le traitement. Tous les secteurs souterrains du projet Cigar Lake ont été inondés. Toutes les personnes ont été évacuées de la mine en toute sécurité; il n'y a pas eu de blessé et il n'y a pas eu d'effet sur l'environnement. Avant cet incident de venue d'eau, la production à Cigar Lake était prévue pour 2008.

M. Grandey a précisé : "Même s'il s'agit d'un fâcheux contretemps important, nos employés n'ont pas perdu de temps : ils ont évalué la situation et ils travaillent maintenant à l'élaboration de plans correctifs. Le gîte de minerai a une très grande valeur et nous sommes engagés à mener ce projet à terme."

Les ingénieurs et les conseillers de Cameco sont déjà sur place et ils travaillent à l'élaboration de programmes visant la restauration de l'accès aux ouvrages souterrains. Des experts internationaux collaborent à l'élaboration des options et à la mise au point d'un programme correctif. Nous prévoyons qu'un programme par étapes sera mis en place en moins de trois mois, lequel précisera l'option privilégiée et plusieurs solutions de rechange.

La plupart des solutions de rechange à l'étude comportent le forage depuis la surface et l'isolement de la source d'eau, des ouvrages souterrains, en appliquant des techniques de cimentation ou de congélation, pour ensuite procéder à l'évacuation de l'eau de la mine par pompage.

Des discussions se poursuivent avec les autorités compétentes pour passer en revue l'incident et tracer la voie réglementaire visant l'examen diligent des programmes correctifs. L'évaluation environnementale actuelle du projet Cigar Lake permet des travaux correctifs miniers, depuis la surface, dans le cas d'inondation.

Malgré cet incident de venue d'eau, Cameco demeure confiante de pouvoir mener à terme le développement et l'exploitation minière du gîte de Cigar Lake. Néanmoins, en raison de cet incident imprévu, il faut analyser les effets sur la classification des réserves.

Les réserves prouvées sont fondées sur les ressources "mesurées", qui sont les ressources sur lesquelles nous avons le niveau le plus élevé de connaissances géologiques et de confiance. Pour procéder à la classification des réserves prouvées, nous évaluons notre niveau de confiance en fonction d'un certain nombre de facteurs, notamment l'exploitation minière, le profil métallurgique, le traitement, la commercialisation ainsi que les facteurs juridiques, environnementaux, sociaux et gouvernementaux. Si notre niveau de confiance varie pour l'un de ces facteurs, tout au moins, les réserves peuvent être abaissées, depuis le niveau de prouvées à probables, même si l'exploitation minière du gîte demeure économique.

Dans le cas de Cigar Lake, comme le programme correctif est encore en voie d'élaboration, il existe un certain nombre d'inconnues, notamment les modifications (le cas échéant) au programme de développement ou d'exploitation minière, le calendrier de production et les dépenses en immobilisations additionnelles. Lorsque nous obtiendrons des précisions sur ces incertitudes, nous serons en meilleure position d'évaluer si les réserves de Cigar Lake doivent faire l'objet d'une reclassification, depuis le statut de prouvées, au statut de probables.

En outre, en se fondant sur les renseignements actuellement disponibles et sur la valeur du gîte, et en tenant compte "des lignes directrices applicables aux ressources et aux réserves" formulées par l'Institut canadien des mines, de la métallurgie et du pétrole, nous croyons que l'incident n'entraînera pas la conversion des réserves en ressources. La conversion au statut de ressources signifierait qu'il n'y a pas assez de données indiquant qu'il s'agit d'un minerai dont l'exploitation minière est économique.

Les estimations de coûts, les calendriers de projet et l'effet sur les réserves, le cas échéant, seront présentés après la conduite à terme de l'évaluation complète, qui est en cours.

La divulgation ci-dessus de données techniques ou scientifiques concernant Cigar Lake a été préparée sous la supervision de M. Alain Mainville, géologue et géoscientifique professionnel, qui est le directeur des ressources minières chez Cameco, et par M. Barry Schmitke, un ingénieur professionnel à l'emploi de Cameco occupant le poste de directeur général du projet Cigar Lake, deux personnes ayant les qualifications appropriées aux fins de la Norme canadienne 43-101.

Dans le cas des services de combustible, nous avons enregistré une perte de 3 millions $ au troisième trimestre de 2006, à comparer à un bénéfice avant impôts de 4 millions $ à la période correspondante de 2005. La perte est attribuable à la hausse du coût des produits de conversion achetés et à un décalage des ventes chez Zircatec, du troisième au quatrième trimestre.

Au troisième trimestre de 2006, le bénéfice avant impôts de Cameco provenant de BPLP a été de 31 millions $, contre 97 millions $ à la période correspondante de 2005, en raison de la baisse du prix réalisé, compensée en partie par la baisse des frais d'exploitation. Le prix réalisé obtenu grâce à un ensemble de ventes à contrat et de ventes au comptant a été en moyenne de 48 $ le MWh pour le trimestre, en baisse depuis 70 $ le MWh au trimestre correspondant de 2005. Les frais d'exploitation ont baissé depuis 310 millions $ au troisième trimestre de 2005, à 206 millions $ en 2006, reflétant ainsi le passage à une centrale à quatre réacteurs en 2006, depuis une centrale à six réacteurs en 2005.

Dans le cas de l'or, le revenu du troisième trimestre de 2006 a baissé de 8 millions $, pour se chiffrer à 86 millions $, par rapport au troisième trimestre de 2005, et la marge bénéficiaire brute a baissé à 12 %, depuis 24 %. La baise du revenu est attribuable surtout à la baisse de la production de Kumtor, à la suite d'un mouvement de paroi d'exploitation à ciel ouvert survenu en juillet 2006, facteur en partie annulé par la hausse du prix de l'or et par la petite hausse de production à Boroo. En raison de la hausse du prix au comptant de l'or, le prix réalisé de l'or au troisième trimestre a progressé à 617 $ US l'once, en regard de 429 $ (US) au troisième trimestre de 2005.




Exercice à ce jour

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Neuf mois terminés le
30 septembre
Faits saillants d'ordre financier ------------------------------
(en millions $ sauf les Variation
données sur les actions) 2006 2005 en %
------------------------------------------------------------------------
Revenu (a) 1 322 790 67
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 302 66 358
------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie fourni
par l'exploitation (b) 405 186 118
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 337 136 148
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice par action - avant dilution ($) 0,96 0,39 146
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice par action - après dilution ($) 0,91 0,38 139
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net ajusté (c) 235 136 73
------------------------------------------------------------------------

(a) Pour les neuf premiers mois de 2006, le revenu provenant de Bruce
Power Limited Partnership (BPLP) a fait l'objet d'une consolidation
proportionnelle. Pour les neuf premiers mois de 2005, le revenu
consolidé n'incluait pas la part relative provenant de BPLP puisque
notre méthode de comptabilisation pour BPLP appliquait la valeur de
consolidation.
(b) Après modifications liées au fonds de roulement.
(c) Le bénéfice net pour les neuf mois terminés le 30 septembre 2006 a
été ajusté de manière à exclure une récupération d'impôts futurs de
73 millions $ (0,19 $ par action après dilution) en rapport avec des
baisses des taux d'imposition fédéraux et provinciaux. Le bénéfice
net pour le trimestre et pour les neuf mois terminés le 30 septembre
2006 a été ajusté de manière à exclure un gain de 29 millions $
(0,08 $ par action après dilution) lié à la vente de nos intérêt dans
Fort à la Corne. Le bénéfice net ajusté est une mesure non PCGR
permettant de présenter une comparaison représentative des
résultats financiers.


Pour les neuf mois terminés le 30 septembre 2006, notre bénéfice net a été de 337 millions $ (0,91 $ par action après dilution). Notre bénéfice net ajusté a été de 235 millions $ (0,64 $ par action après dilution), soit 99 millions $ de plus que le bénéfice net de 136 millions $ (0,38 $ par action après dilution) comptabilisé en 2005, en raison de l'amélioration des résultats des entreprises d'uranium et d'or. Ces hausses ont été en partie annulées par la hausse des frais d'administration.

Pour les neuf premiers mois de 2006, nous avons généré des flux de trésorerie de 405 millions $ provenant de l'exploitation, contre 186 millions $ en 2005. La hausse de 219 millions $ reflète la hausse du revenu par rapport à 2005 et le recouvrement au premier trimestre de 2006 de comptes-clients du quatrième trimestre de 2005. Le solde des comptes-clients a baissé à 191 millions $, le 30 septembre 2006, depuis 340 millions $, le 31 décembre 2005.

Le 30 septembre 2006, notre coefficient d'endettement net (capitaux empruntés consolidés/fonds propres) était de 8 %, en baisse depuis 9 % à la fin de 2005. En 2006, nous avons utilisé l'encaisse disponible pour racheter des débentures de 150 millions $, au total.

M. Grandey a déclaré: "Cameco continue de faire preuve d'une vigueur financière croissante, grâce à son solide bilan et à ses bons flux de trésorerie. Grâce à cette solide assise, nous prévoyons continuer de réinvestir dans nos actifs principaux et ainsi assurer la croissance rentable de la Société."

Perspectives pour le quatrième trimestre de 2006

Nous prévoyons que le revenu consolidé au quatrième trimestre de 2006 sera d'environ 50 % supérieur à celui du troisième trimestre de 2006. Ceci est attribuable à une prévision du chiffre de ventes plus élevé pour l'uranium et les produits de conversion.

Au quatrième trimestre, nous procéderons à l'estimation de la valeur des actifs perdus sous terre à Cigar Lake, par suite de la venue d'eau, et les dépenses à ce poste seront comptabilisées au quatrième trimestre.

Les prévisions pour le quatrième trimestre supposent que la capacité des services commerciaux de Cameco ne changera pas beaucoup sur le plan de la prestation des produits et des services et que nos estimations actuelles des prix, des coûts et des chiffres ne changeront pas beaucoup.

Perspectives pour l'exercice 2006

Cameco prévoit que le revenu consolidé progressera d'environ 50 % en 2006, par rapport à 2005, en raison de l'amélioration du marché de l'uranium et de la consolidation proportionnelle du revenu de BPLP. Après consolidation, notre marge bénéficiaire brute devrait s'améliorer et atteindre 30 %, depuis 23 % enregistré en 2005.

Pour l'entreprise d'uranium, nous prévoyons que le revenu sera d'environ 13 % supérieur, en raison de l'amélioration du prix réalisé, compensée en partie par la baisse du chiffre des ventes attribuable au report lié aux emprunts de produits. Pour plus de renseignements, se reporter aux résultats sur l'uranium. Au quatrième trimestre, nous procéderons à l'estimation de la valeur des actifs perdus sous terre à Cigar Lake, par suite de la venue d'eau, et cette valeur sera comptabilisée au quatrième trimestre. Nous prévoyons aussi que le revenu provenant de l'entreprise de services de combustible sera d'environ 50 % plus élevé que celui de 2005 en raison de la hausse prévue de 10 % des livraisons, de la progression du prix de vente réalisé moyen et de l'inclusion du revenu provenant de Zircatec Precision Industries, Inc.

On prévoit que le bénéfice de BPLP sera un moins élevé en 2006 qu'en 2005, en raison surtout de la baisse prévue du prix de l'électricité, qui était très élevé en 2005. Cette perspective de bénéfice suppose que les réacteurs B atteindront un facteur de capacité ciblé d'au moins 90 % et qu'il n'y aura pas de modification importante de nos estimations actuelles des prix et des coûts.

Selon les plans actuels de Centerra, la production totale pour l'exercice est maintenant prévue au niveau de 570 000 à 575 000 onces, à comparer au niveau de 680 000 à 695 000 onces prévues antérieurement. La prévision révisée pour 2006 fait suite au mouvement de sol d'une paroi d'exploitation à ciel ouvert, survenu à la mine Kumtor en juillet. Centerra a produit 787 000 onces en 2005.

Les perspectives financières décrites ci-dessus pour la Société sont fondées sur les hypothèses clés suivantes :

- aucun changement important à nos estimations visant le chiffre de ventes, les coûts et les prix;

- aucune perturbation de l'approvisionnement provenant de nos installations ou de tiers;

- et un taux de change au comptant US/CA de 1,12 $.

En 2006, le taux d'imposition réel devrait s'inscrire dans la fourchette de 10 % à 15 %. Notre taux d'imposition prévu varie par rapport au taux d'imposition statutaire canadien, surtout en raison de différences entre les taux d'imposition canadiens et les taux applicables aux filiales d'autres pays. Cette fourchette est retenue puisqu'on prévoit que la distribution du bénéfice entre les diverses compétences fiscales sera plus importante dans le cas des filiales étrangères, par rapport à 2005. Ce taux d'imposition réel prévu ne reflète pas la baisse des taux d'imposition des sociétés, adoptée récemment par les gouvernements fédéral et provincial.

Selon la réglementation comptable canadienne, l'effet cumulé d'un changement de la législation fiscale sur les éléments d'actif et de passif liés à l'impôt futur est inclus dans les états financiers d'une société au cours de la période d'application substantielle. Cameco a donc abaissé sa provision au bilan pour impôts futurs et a comptabilisé un ajustement fiscal hors trésorerie de 73 millions $ (0,19 $ par action après dilution) au deuxième trimestre de 2006.

En outre, nous avons reçu confirmation que nous pourrions comptabiliser une baisse de 5 millions $ de l'impôt lié à la surcharge provinciale sur les ressources, imposée par la Saskatchewan. Cette somme s'ajoute à la récupération de 12 millions $ comptabilisée au deuxième trimestre de 2006.

Les énoncés contenus dans le présent communiqué de presse, qui ne sont pas des faits ou des données rétrospectives, sont des énoncés prospectifs; ils comportent des risques, des incertitudes et d'autres facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent sensiblement de ceux exprimés ou implicites dans ces énoncés prospectifs. Pour plus de précisions sur ces facteurs, se reporter à la rubrique intitulée "Mise en garde concernant l'information à caractère prospectif", à la rubrique EAD, qui suit le présent communiqué.

Conférence téléphonique

Cameco vous invite à participer à la conférence téléphonique sur son troisième trimestre prévue pour le mercredi 1er novembre 2006, de 10 h 00 à 11 h 00, heure de l'Est (9 h 00 à 10 h 00, heure de Saskatoon).

Tous les investisseurs et les représentants des médias sont invités à participer à la conférence. Les représentants des médias seront invités à poser des questions à la fin de la conférence. Pour participer à la conférence du mercredi 1er novembre, veuillez composer le (416) 644-3414 ou le (800) 796-7558 (Canada et E.-U.). Une transmission audio de la conférence sera accessible sur notre site internet, au cameco.com. Se reporter au lien figurant à la page d'accueil le jour de la conférence.

Un enregistrement de la conférence sera accessible:

- sur notre site internet, au cameco.com, peu de temps après la conférence, et

- sur post view, jusqu'à minuit, heure de l'Est, le mardi 14 novembre, en composant le (416) 640-1917 ou le (877) 289-8525 (code d'accès 21203930 #).

Renseignements supplémentaires

Des renseignements supplémentaires sur Cameco, notamment sa notice annuelle, sont accessibles au SEDAR, au sedar.com, et sur le site Internet de la Société, au cameco.com.

Profil

Cameco, dont le siège social est établi à Saskatoon, en Saskatchewan, est la plus importante société de production d'uranium au monde, un grand fournisseur de services de conversion et l'un des deux fabricants de combustibles Candu au Canada. Sa position concurrentielle est basée sur la propriété des plus grandes réserves à haute teneur au monde et sur ses faibles frais d'exploitation. Les produits d'uranium de Cameco servent à produire de l'électricité propre dans des centrales nucléaires du monde entier, notamment en Ontario, où la Société participe à un partenariat qui exploite la plus importante centrale d'électricité nucléaire de l'Amérique du Nord. La Société poursuit également des travaux d'exploration d'uranium en Amérique du Nord et en Australie et elle détient une participation majoritaire dans une société aurifère du tiers intermédiaire. Les actions de Cameco se négocient aux bourses de Toronto et de New York.

Examen et analyse par la direction portant sur le troisième trimestre

L'examen qui suit portant sur la situation financière et les résultats d'exploitation de Cameco Corporation devrait être lu de concert avec les états financiers consolidés non vérifiés et avec les notes afférentes pour la période terminée le 30 septembre 2006, avec les états financiers consolidés vérifiés de la Société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005, et avec l'examen et l'analyse par la direction (EAD) des états financiers vérifiés, tous deux inclus dans le Rapport annuel de 2005. Les états financiers ont été préparés conformément aux principes comptables généralement reconnus au Canada (PCGR). Le Rapport annuel de 2005 est accessible au site internet de la Société, au cameco.com.

Les énoncés contenus dans le présent EAD, qui ne sont pas des faits ou des données rétrospectives, sont des énoncés prospectifs; ils comportent des risques, des incertitudes et d'autres facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent sensiblement de ceux exprimés ou implicites dans ces énoncés prospectifs. Pour plus de précisions sur ces facteurs, se reporter à la rubrique intitulée "Mise en garde concernant l'information à caractère prospectif", du présent EAD et à la rubrique intitulée "Risques et gestion des risques" sous la rubrique EAD du Rapport annuel de 2005 de la Société.



Nota: Toutes les données sont en dollars canadiens, sauf avis contraire

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Trimestres Neuf mois
Faits saillants terminés le terminés le EAJ
d'ordre financier 30 sept. 30 sept. Variation
------------------------------------------------------------------------
2006 2005 2006 2005 %
------------------------------------------------------------------------
Revenu (en millions $) (a) 363 287 1 322 790 67
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitations
(en millions $) 69 14 302 66 358
------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie
provenant de
l'exploitation (b)
(en millions $) 79 148 405 186 118
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(en millions $) 71 78 337 136 148
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice par action (BPA)
- avant dilution ($) 0,20 0,22 0,96 0,39 146
------------------------------------------------------------------------
PBA - après dilution ($) 0,19 0,21 0,91 0,38 139
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net ajusté
(en millions $) (c) 42 78 235 136 73
------------------------------------------------------------------------
Prix moyen au comptant
de l'uranium (U3O8)
($US/lb d'U3O8) 50,83 30,41 44,40 26,63 67
------------------------------------------------------------------------
Prix moyen réalisé
de l'uranium
$US/lb d'U3O8 20,12 15,46 19,96 14,82 35
$CA/lb d'U3O8 24,10 20,19 23,99 19,81 21
------------------------------------------------------------------------
Prix moyen réalisé de
l'électricité par
mégawattheure ($/MWh) 48 70 49 58 (16 %)
------------------------------------------------------------------------
Prix moyen au comptant
de l'électricité en
Ontario ($/MWh) 46 86 48 67 (28 %)
------------------------------------------------------------------------
Prix moyen réalisé
de l'or ($US/once) 617 429 595 423 41
------------------------------------------------------------------------
Prix moyen de l'or
au comptant ($US/once) 622 440 601 431 39
------------------------------------------------------------------------
(a) Pour les neuf premiers mois de 2006, le revenu provenant de Bruce
Power Limited Partnership (BPLP) a fait l'objet d'une consolidation
proportionnelle. Pour les neuf premiers mois de 2005, le revenu
consolidé ne comprenait pas la part relative provenant de BPLP
puisque notre méthode de comptabilisation pour BPLP appliquait la
valeur de consolidation.
(b) Après modifications liées au fonds de roulement.
(c) Le bénéfice net pour les neuf mois terminés le 30 septembre 2006
a été ajusté de manière à exclure une récupération d'impôt futur de
73 millions $ (0,19 $ par action après dilution), relative à des
baisses des taux d'imposition fédéraux et provinciaux. Le bénéfice
net pour le trimestre et pour les neuf mois terminés le 30 septembre
2006 a été ajusté de manière à exclure un gain de 29 millions $
(0,08 $ par action après dilution) lié à la vente de nos intérêts
dans Fort à la Corne. Le bénéfice net ajusté est une mesure non PCGR
utilisée pour permettre une comparaison représentative des résultats
financiers.


RESULTATS FINANCIERS

Bénéfice consolidé

Troisième trimestre

Au troisième trimestre de 2006, Cameco a comptabilisé un gain net de 29 millions $ (0,08 $ par action après dilution) par suite de la vente de ses intérêts dans le projet de diamants de Fort à la Corne. Le bénéfice consolidé dont il est question ci-dessous est ajusté de manière à exclure ce poste afin de fournir une base plus significative pour les comparaisons des résultats financiers d'une période à l'autre. Une mesure non PCGR, le bénéfice net ajusté devrait être tenu comme complémentaire; cette mesure ne remplace pas l'information financière connexe préparée conformément aux PCGR.

Au trimestre terminé le 30 septembre 2006, notre bénéfice net a été de 71 millions $ (0,19 $ par action après dilution). Notre bénéfice net ajusté a été de 42 millions $ (0,11 $ par action après dilution), soit 36 millions $ de moins que le bénéfice net de 78 millions $ (0,21 $ par action après dilution) comptabilisé en 2005, par suite de la baisse du bénéfice des entreprises d'électricité et d'or, en partie compensée par la baisse des frais d'impôt.

Pour obtenir des précisions pour le troisième trimestre concernant les résultats des entreprises d'uranium, de services de combustible, d'électricité et d'or, se reporter à la rubrique "Résultats financiers sectoriels", dans les pages qui suivent.

Au troisième trimestre de 2006, le total des frais liés à l'administration, à l'exploration, aux intérêts et aux autres frais a été de 50 millions $, soit 4 millions $ de plus qu'à la période correspondante de 2005. Les frais d'administration ont été de 3 millions $ plus élevés en raison surtout de la hausse des coûts liés à la rémunération fondée sur des actions.

Les frais d'exploration ont été de 3 millions $ plus élevés, soit de 19 millions $, et les frais d'exploration d'uranium ont augmenté de 4 millions $, pour atteindre 12 millions $ (concentrés surtout en Saskatchewan, en Australie et au Nunavut). Les frais d'exploration d'or de la filiale détenue à 53 % par Cameco, Centerra Gold Inc. (Centerra), ont baissé de 2 millions $ par rapport au troisième trimestre de 2005.

Les frais d'intérêt et autres frais ont baissé de 2 millions $ en raison surtout du revenu d'intérêt sur des soldes de trésorerie plus élevés, facteurs en partie annulés par la hausse des frais d'intérêt bruts liée à la consolidation proportionnelle de la dette de Bruce Power Limited Partnership (BPLP).

Notre taux d'imposition réel a baissé à 5 % au troisième trimestre, depuis 24 % pour la période correspondante de 2005. Notre taux d'imposition prévu varie par rapport au taux d'imposition statutaire canadien, surtout en raison de différences entre les taux d'imposition canadiens et les taux applicables aux filiales d'autres pays. Par ailleurs, nous avons reçu confirmation que nous pourrions comptabiliser une baisse de 5 millions $ de l'impôt lié aux surcharges provinciales sur les ressources, imposées par la Saskatchewan. Ce montant s'ajoute à la récupération de 12 millions $ que nous avons comptabilisée au deuxième trimestre de 2006.

Le bénéfice provenant de l'exploitation a progressé à 69 millions $ au troisième trimestre de 2006, depuis 14 millions $ en 2005. La marge bénéficiaire brute cumulée a fléchi au troisième trimestre à 19 %, depuis 21 % en 2005.

Pour l'exercice à ce jour

Au deuxième trimestre de 2006, Cameco a comptabilisé une récupération hors trésorerie de 73 millions $ d'impôt futur en rapport avec des baisses des taux d'imposition fédéraux et provinciaux du bénéfice. Au troisième trimestre, Cameco a comptabilisé un gain de 29 millions $ lié à la vente de nos intérêts dans Fort à la Corne. Le bénéfice consolidé dont il est question ci-dessous est ajusté de manière à exclure ces postes afin de fournir une base plus significative pour les comparaisons des résultats financiers d'une période à l'autre. Une mesure non PCGR, le bénéfice net ajusté devrait être tenu comme complémentaire; celle-ci ne remplace pas l'information financière connexe préparée conformément aux PCGR.

Pour les neuf mois terminés le 30 septembre 2006, notre bénéfice net a été de 337 millions $ (0,91 $ par action après dilution). Notre bénéfice net ajusté a été de 235 millions $ (0,64 $ par action après dilution), soit 99 millions $ de plus que le bénéfice net de 136 millions $ (0,38 $ par action après dilution) enregistré en 2005, en raison de l'amélioration des résultats des entreprises d'uranium et d'or. Ces hausses ont été en partie annulées par la hausse des frais d'administration.

Pour obtenir des précisions pour l'exercice à ce jour concernant les résultats des entreprises d'uranium, de services de combustible, d'électricité et d'or, se reporter à la rubrique "Résultats financiers sectoriels", dans les pages qui suivent.

Pour l'exercice à ce jour, le total des frais liés à l'administration, à l'exploration, aux intérêts et aux autres frais a été de 136 millions $, soit 14 millions $ de plus qu'à la période correspondante de 2005. Les frais d'administration ont été de 21 millions $ plus élevés en raison surtout d'une hausse de 8 millions $ des coûts chez Centerra, en rapport avec les rémunérations fondées sur actions et le développement commercial. En outre, Cameco a comptabilisé des dépenses accrues au titre de la rémunération fondée sur des actions, attribuables surtout à la hausse du prix des actions (4 millions $) et à la hausse des charges liées à la conformité à Sarbanes-Oxley (4 millions $).

Pour les neuf premiers mois de 2006, les dépenses d'exploration ont augmenté à 43 millions $, depuis 40 millions $ à la période correspondante de 2005. Les dépenses d'exploration d'uranium ont augmenté à 24 millions $, depuis 17 millions $ en 2005. Dans l'entreprise d'or, Centerra, filiale de Cameco, détenue à hauteur de 53 %, a abaissé ses dépenses d'exploration de 4 millions $.

Les frais d'intérêt et autres frais ont été de 11 millions $ moins élevés qu'en 2005, en raison surtout de la hausse du revenu d'intérêt sur les soldes de trésorerie (14 millions $) et des gains sur instruments dérivés (2 millions $). La diminution des frais a été en partie annulée par la hausse des frais d'intérêt bruts (4 millions $) liée surtout de la consolidation proportionnelle de BPLP.

En avril, le gouvernement de la Saskatchewan a modifié le régime fiscal provincial pour permettre une baisse de 5 % du taux d'imposition général du bénéfice des sociétés. Le taux d'imposition provincial baisse de 17 % à 12 %, sur une période de trois ans, à compter du 1er juillet 2006. En mai, le gouvernement fédéral a présenté des modifications à la Loi de l'impôt sur le revenu du Canada prévoyant une baisse de 2 % du taux d'imposition général du bénéfice des sociétés. Le taux d'imposition fédéral passera donc du niveau antérieur de 21 %, à 19 %, sur une période de trois ans, à compter de 2008. En outre, des amendements ont également été présentés visant l'élimination de la surtaxe sur les sociétés, ce qui aura pour résultat concret d'abaisser le taux d'imposition fédéral de 1 %, à compter de 2008.

Selon la réglementation comptable canadienne, l'effet cumulé d'un changement de la législation fiscale sur les éléments d'actif et de passif liés à l'impôt futur est inclus dans les états financiers d'une société au cours de la période d'application substantielle. Cameco a donc abaissé sa provision au bilan pour impôts futurs et a comptabilisé un ajustement fiscal hors trésorerie de 73 millions $ (0,19 $ par action après dilution) au deuxième trimestre de 2006.

Par ailleurs, nous avons reçu confirmation que nous pourrions comptabiliser une baisse de 5 millions $ de l'impôt lié aux surcharges provinciales sur les ressources, imposées par la Saskatchewan. Cette somme s'ajoute à la récupération de 12 millions $ que nous avons comptabilisée au deuxième trimestre de 2006.

Notre taux d'imposition réel a baissé à 10 % en 2006, depuis 22 % en 2005, une proportion moindre du bénéfice total étant imposable au Canada. Le taux réel pour 2006 exclut 90 millions $ de récupérations d'impôts comptabilisés au cours de l'exercice.

Le bénéfice provenant de l'exploitation a augmenté à 302 millions $ pour les neuf premiers mois de 2006, depuis 66 millions $ à la période correspondante de 2005. La marge bénéficiaire brute cumulée a augmenté à 29 % en 2006, depuis 24 % en 2005, en raison de l'amélioration du prix réalisé pour l'uranium et pour l'or.



Résultats financiers trimestriels

(En millions $, sauf les données sur les actions)

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Faits saillants 2006 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
T3 T2 T1 T4 T3 T2 T1 T4
------------------------------------------------------------------------
Revenu 363 417 542 522 287 288 216 361
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 71 149 117 81 78 33 26 37
------------------------------------------------------------------------
BPA - avant dilution ($) 0,20 0,42 0,34 0,23 0,22 0,09 0,08 0,10
------------------------------------------------------------------------
BPA - après dilution ($) 0,19 0,40 0,32 0,22 0,21 0,08 0,08 0,10
------------------------------------------------------------------------
BPA - ajusté et
après dilution ($) 0,11 0,21 0,32 0,20 0,21 0,09 0,08 0,10
------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie provenant
de l'exploitation 79 40 286 91 148 (45) 84 59
------------------------------------------------------------------------


Le revenu de 363 millions $ du troisième trimestre de 2006 a été de 13 % inférieur à celui du deuxième trimestre, en raison de la baisse des ventes d'or causée par la baisse de la production à Kumtor. Le revenu est lié au calendrier des livraisons de nos entreprises d'uranium et de services de combustible, et il a tendance à être plus élevé au quatrième trimestre.

Le bénéfice net ne suit pas la même tendance directe que le revenu parce que les résultats passés ont été nettement influencés par les résultats de BPLP. Avant le 1er novembre 2005, la comptabilisation à la valeur de consolidation était appliquée à l'investissement dans BPLP et aucun revenu ou coût de BPLP n'était donc comptabilisé. Le 1er novembre 2005, Cameco a adopté la consolidation proportionnelle des résultats financiers de BPLP. Pour les neuf premiers mois de 2006, nous avons inclus notre part du revenu, des dépenses et des flux de trésorerie provenant des réacteurs de Bruce B. L'ajustement de notre méthode de comptabilisation pour BPLP ne modifie pas la présentation de notre bénéfice net.

Les flux de trésorerie provenant de l'exploitation ont tendance à fluctuer en raison pour une bonne part du calendrier des livraisons et des achats de produits faits dans les entreprises de production d'uranium et de services de conversion.

Flux de trésorerie

Au troisième trimestre 2006, nous avons généré des flux de trésorerie de 79 millions $ provenant de l'exploitation, contre 148 millions $ en 2005. La baisse de 69 millions $ était liée à la baisse des flux de trésorerie provenant des entreprises d'or et d'électricité et à la hausse des stocks de produits au cours du trimestre.

Pour les neuf premiers mois de 2006, nous avons généré des flux de trésorerie de 405 millions $ provenant de l'exploitation, contre 186 millions $ en 2005. La hausse de 219 millions $ reflète la hausse du revenu par rapport à 2005 et le recouvrement au premier trimestre de 2006 de comptes-clients du quatrième trimestre de 2005. Le solde des comptes-clients a baissé à 191 millions $, le 30 septembre 2006, depuis 340 millions $, le 31 décembre 2005.

Bilan

Le 30 septembre 2006, notre dette totale était de 706 millions $, une baisse de 153 millions $ par rapport au 31 décembre 2005. Sont inclus dans le solde du 30 septembre 2006 199 millions $, qui représentent notre part relative des obligations liées au contrat de location-acquisition de BPLP. Le 30 septembre 2006, notre coefficient d'endettement net (capitaux empruntés consolidés/fonds propres) était de 8 %, en baisse depuis 9 % à la fin de 2005. Pour l'exercice à ce jour en 2006, nous avons utilisé l'encaisse disponible pour racheter des débentures de 150 millions $, au total.

Par rapport à la fin de 2005, nos stocks de produits ont augmenté de 63 millions $, en raison surtout de l'accroissement des valeurs comptables liées à l'uranium. Le coût moyen de nos stocks d'uranium et de produits de services de conversion a augmenté par suite de la hausse du coût des matières achetées.

Le 30 septembre 2006, notre solde de trésorerie consolidé était au total de 473 millions $ et Centerra détenait environ 240 millions $ de ce montant.

Cameco a un certain nombre d'investissements dans certains organismes cotés en bourse. Le tableau suivant illustre la valeur comptable et la valeur marchande de ses titres les plus importants.



------------------------------------------------------------------------
Investissement Valeur comptable Valeur marchande (1)
(en millions $) 30 sept. 2006 30 sept. 2006 31 déc. 2005
------------------------------------------------------------------------
Centerra Gold Inc. 440 $ 1 270 $ 1 069 $
UEX Corporation 20 135 167
UNOR Inc. 8 10 -
------------------------------------------------------------------------

Total 468 $ 1 415 $ 1 236 $

------------------------------------------------------------------------
(1) La valeur marchande est calculée comme suit : le nombre d'actions
en circulation multiplié par le prix de l'action à la clôture, cotée
à TSX le 31 décembre 2005 et le 30 septembre 2006.


Mise à jour relative au taux de change

Cameco vend la plus grande partie de son uranium et de ses services de combustible en dollars américains, alors qu'elle produit la plus grande partie de son uranium et de ses services de combustible au Canada. Ainsi donc, ces revenus sont libellés surtout en dollars américains, alors que les coûts de production sont libellés surtout en dollars canadiens.

Nous essayons de nous donner une certaine protection contre les fluctuations du taux de change en planifiant une activité de couverture visant à atténuer la volatilité. Les activités de couverture protègent en partie nos revenus provenant de l'uranium et des services de combustible, de la baisse de valeur du dollar américain, à court terme.

Cameco a aussi une couverture naturelle contre les fluctuations de la devise américaine puisqu'une partie de ses déboursés en espèces annuels, notamment les achats d'uranium et de services de combustible, est libellée en dollars américains. L'influence sur le bénéfice des matières achetées ayant été stockées peut être étalée sur plusieurs périodes financières et peut être plus difficile à identifier.

A la date de chaque bilan, Cameco calcule la valeur au cours du marché de tous les contrats sur devises étrangères, cette valeur représentant le gain ou la perte qui se serait produit(e) si on avait mis un terme aux contrats à ce moment-là. Nous tenons compte des contrats sur devises étrangères satisfaisant certains critères définis (précisés par les principes comptables généralement reconnus) en appliquant la comptabilité de couverture. Selon la comptabilité de couverture, les gains ou les pertes au cours du marché sont inclus(es) dans le bénéfice uniquement au moment où le contrat est désigné pour utilisation. Dans tous les autres cas, les gains ou les pertes au cours du marché sont comptabilisés dans les résultats financiers lorsqu'ils se produisent.

Le dollar canadien a terminé le trimestre à 1,12 $, soit un niveau correspondant à celui du 30 juin 2006.

Le 30 septembre 2006, nous avions des contrats sur devises étrangères de 1 176 millions $ (US) et de 50 millions EUR, comptabilisés selon la comptabilité de couverture et des contrats sur devises étrangères de 127 millions $ (US) ne satisfaisant pas les critères relatifs à la comptabilité de couverture. Les contrats sur devises étrangères seront utilisés comme suit:



------------------------------------------------------------------------
2006 2007 2008 2009 2010
------------------------------------------------------------------------
millions $ (US) 183 455 315 240 110
------------------------------------------------------------------------
millions d'EUR 17 15 8 7 3
------------------------------------------------------------------------


A ces contrats sur devises étrangères est assorti un taux de change réel moyen de 1,18 $ (CA) par 1,00 $ (US), ce qui reflète les prix au comptant originaux en devises étrangères prévalant au moment où les contrats ont été conclus et comprend le revenu reporté.

Le 30 septembre 2006, le gain au cours du marché sur tous les contrats sur devises étrangères désignés comme couvertures était de 37 millions $, contre un gain de 49 millions $ le 30 juin 2006. Dans le cas des contrats n'étant pas désignés comme couvertures, le montant au cours du marché a été inclus dans les résultats financiers de 2006.

Les différences de moment entre les dates d'échéance et les dates de désignation des contrats de couvertures déjà fermés peuvent se traduire par le report d'un revenu ou d'une imputation. Le 30 septembre 2006, le revenu reporté atteignait le total de 30 millions $. Le calendrier associé au revenu reporté à reconnaître aux résultats financiers, prend la forme suivante, par année :



------------------------------------------------------------------------
Revenu reporté 2006 2007 2008 2009
------------------------------------------------------------------------
En millions $ (CA) 12 15 2 1
------------------------------------------------------------------------


Au troisième trimestre de 2006, la plus grande partie des rentrées nettes en dollars américains était couverte par des instruments dérivés de devises. Les rentrées nettes représentent les ventes d'uranium et de services de combustible, dont on a soustrait les dépenses en espèces en dollars US et les achats de produits en dollars US. Pour les entreprises d'uranium et de services de combustible, au troisième trimestre de 2006, le taux de change réel, après avoir tenu compte des couvertures, a été d'environ 1,20 $, en regard de 1,31 $ au troisième trimestre de 2005. Les résultats provenant de l'entreprise d'or sont convertis en dollars canadiens aux taux de change en cours.

Pour le reste de 2006, tout changement, à la hausse ou à la baisse, d'un cent du taux de change du dollar américain en dollar canadien modifierait le bénéfice net, à la hausse ou à la baisse, d'environ 2 millions $ (CA).

Perspectives pour le quatrième trimestre de 2006

Nous prévoyons que le revenu consolidé au quatrième trimestre de 2006 sera d'environ 50 % plus élevé que celui du troisième trimestre de 2006. Cette hausse est attribuable au chiffre des ventes supérieur prévu pour l'uranium et pour les produits de conversion.

Au quatrième trimestre, nous procéderons à l'estimation de la valeur des éléments d'actif perdus sous terre à Cigar Lake par suite de la venue d'eau et ces données seront comptabilisées au quatrième trimestre.

Les prévisions pour le quatrième trimestre supposent que la capacité des services commerciaux de Cameco ne changera pas beaucoup sur le plan de la prestation des produits et des services et que nos estimations actuelles des prix, des coûts et des chiffres ne seront pas très différentes.

Perspectives pour l'exercice 2006

Cameco prévoit que le revenu consolidé progressera d'environ 50 % en 2006, par rapport à 2005, en raison de l'amélioration du marché de l'uranium et de la consolidation proportionnelle du revenu de BPLP. Après consolidation, notre marge bénéficiaire brute devrait s'améliorer et atteindre 30 %, depuis 23 % enregistré en 2005.

Dans l'entreprise d'uranium, nous prévoyons que le revenu sera d'environ 13 % plus élevé, en raison de l'amélioration du prix réalisé, compensée en partie par la baisse du chiffre des ventes attribuable au report d'emprunts de produits. Pour obtenir des précisions, se reporter aux résultats sur l'uranium. Au quatrième trimestre, nous procéderons à l'estimation de la valeur des éléments d'actif perdus sous terre à Cigar Lake en raison de la venue d'eau et ces données seront comptabilisées au quatrième trimestre. Nous prévoyons aussi que le revenu provenant de l'entreprise de services de combustible sera d'environ 50 % supérieur à celui de 2005 en raison de la hausse prévue de 10 % des livraisons, de la progression du prix de vente réalisé moyen et de l'inclusion du revenu provenant de Zircatec Precision Industries, Inc. (Zircatec).

On prévoit que le bénéfice de BPLP sera moins élevé en 2006 qu'en 2005, en raison surtout de la baisse prévue du prix de l'électricité, qui était très élevé en 2005. Cette perspective de bénéfice suppose que les réacteurs B atteindront un facteur de capacité ciblé d'au moins 90 % et que nos estimations actuelles des prix et des coûts ne changeront pas beaucoup.

Selon les plans actuels de Centerra, la production totale pour l'exercice est maintenant prévue au niveau de 570 000 à 575 000 onces, à comparer à 680 000 à 695 000 onces prévues antérieurement. La prévision révisée pour 2006 fait suite au mouvement de sol d'une paroi d'exploitation à ciel ouvert survenu à la mine Kumtor en juillet. En 2005, Centerra a produit 787 000 onces.

Les perspectives financières décrites ci-dessus pour la Société sont fondées sur les hypothèses clés suivantes :

- aucun changement important de nos estimations visant le chiffre de ventes, les coûts et les prix

- aucune perturbation de l'approvisionnement provenant de nos installations ou de tiers; et

- un taux de change au comptant US/CA de 1,12 $.

On prévoit que les frais d'administration seront d'environ 20 % supérieurs à ceux de 2005. La hausse reflète les charges plus élevées liées à la rémunération fondée sur des actions, au développement commercial, à la conformité à Sarbanes-Oxley et aux frais de maintien des effectifs. On prévoit que les frais d'exploration seront d'environ 64 millions $ en 2006. De cette somme, 35 millions $ sont affectés à l'uranium.

En 2006, le taux d'imposition réel devrait s'inscrire dans la fourchette de 10 % à 15 %. Notre taux d'imposition prévu varie par rapport au taux d'imposition statutaire canadien, en raison surtout de différences entre les taux d'imposition canadiens et les taux applicables aux filiales d'autres pays. Cette fourchette est retenue puisqu'on prévoit que la distribution du bénéfice entre les diverses compétences fiscales sera plus importante dans le cas des filiales étrangères, par rapport à 2005. Ce taux d'imposition réel prévu ne reflète pas la baisse des taux d'imposition des sociétés, adoptée récemment par les gouvernements fédéral et provincial.

Selon la réglementation comptable canadienne, l'effet cumulé d'un changement de la législation fiscale sur les éléments d'actif et de passif liés à l'impôt futur est inclus dans les états financiers d'une société au cours de la période d'application substantielle. Cameco a donc abaissé sa provision au bilan pour impôts futurs et a comptabilisé un ajustement fiscal hors trésorerie de 73 millions $ (0,19 $ par action après dilution) au deuxième trimestre de 2006.

Par ailleurs, nous avons reçu confirmation que nous pourrions comptabiliser une baisse de 5 millions $ de l'impôt lié aux surcharges provinciales sur les ressources, imposées par la Saskatchewan. Cette somme s'ajoute à la récupération de 12 millions $ que nous avons comptabilisée au deuxième trimestre de 2006.

Information sur les perspectives

Pour un examen plus détaillé des perspectives commerciales de la Société pour le quatrième trimestre de 2006 et pour l'exercice complet, se reporter à la rubrique Perspectives, pour chaque secteur d'entreprise.

RESULTATS FINANCIERS SECTORIELS

Les résultats financiers de Cameco proviennent de quatre secteurs d'entreprise :

- Uranium

- Services de combustible

- Production de nucléoélectricité

- Or



URANIUM

Faits saillants
------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés Neuf mois terminés
le 30 sept. le 30 sept.
------------------------------------------------------------------------
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Revenu (en millions $) 136 154 561 372
------------------------------------------------------------------------
Profit brut (en millions $) 27 33 160 79
------------------------------------------------------------------------
Profit brut % 20 21 29 21
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts
(en millions $) 14 30 131 68
------------------------------------------------------------------------
Prix réalisé moyen
($US/lb) 20,12 15,46 19,96 14,82
($CA/lb) 24,10 20,19 23,99 19,81
------------------------------------------------------------------------
Chiffre des ventes
(en millions de lbs) (1) 5,6 7,6 23,1 18,7
------------------------------------------------------------------------
Chiffre des ventes reporté
(en millions de lbs) 2,8 0 2,8 0
------------------------------------------------------------------------
Chiffre de la production
(en millions de lbs) 5,9 5,9 15,6 16,4
------------------------------------------------------------------------
(1) Le chiffre total des ventes pour le troisième trimestre a été de
8,4 millions de livres. Le revenu lié à 2,8 millions de livres est
reporté en raison d'emprunts de produits de réserve.


Résultats liés à l'uranium

L'une des grandes forces de Cameco est sa réputation de fournisseur à long terme fiable. En raison de la conjoncture marchande serrée liée à l'approvisionnement en uranium, nous avons jugé prudent d'assurer l'accès à des approvisionnements additionnels pour permettre une certaine souplesse advenant toute perturbation à court terme de l'approvisionnement. Ainsi donc, au deuxième trimestre, nous avons révélé que Cameco avait conclu avec deux de ses clients des accords d'emprunt de produits de réserve. Ces arrangements d'emprunt permettent à Cameco d'emprunter jusqu'à 5,6 millions de livres d'équivalents d'U3O8 durant la période de 2006 à 2008, avec remboursement en 2008 et en 2009. Des matières accessibles en vertu de l'arrangement d'emprunt, jusqu'à concurrence de 1,4 million de kgU, peuvent être empruntées sous forme d'hexafluorure d'uranium (UF6). Tout emprunt sera garanti par des lettres de crédit et sera réglé en nature.

Le 31 octobre 2006, Cameco n'avait pas emprunté de matière en vertu des accords d'emprunt de réserve. Toutefois, que des matières soient empruntées ou non, nous reportons la comptabilisation du revenu provenant des ventes à des contreparties aux accords d'emprunt de produits de réserve, jusqu'à concurrence de la limite des emprunts (5,6 millions de livres). Ceci est conforme aux normes comptables. Cameco comptabilisera le revenu reporté et les frais associés lorsque les accords d'emprunt se termineront en 2008 et en 2009, ou encore, si des emprunts sont faits, lorsque les emprunts seront remboursés et que cette partie de la facilité sera terminée.

Ainsi donc, au troisième trimestre, Cameco a, reporté un revenu de 58 millions $ ainsi que les frais associés aux ventes de 2,8 millions de livres d'U3O8. Le profit brut lié aux ventes reportées a été de 12 millions $. Au quatrième trimestre, Cameco prévoit reporter la comptabilisation du revenu et des frais liés aux ventes d'un autre million de livres d'U3O8.

Le calendrier des reçus en espèces liés au revenu reporté est le même que pour toute autre vente faite au cours du trimestre et il n'est pas influencé par le traitement comptable lié au revenu. Ainsi donc, les flux de trésorerie ne sont pas influencés par les reports.

Les droits de réserve associés aux facilités d'emprunt sont reflétés au poste de dépense "Intérêts et autres frais" dans l'Etat consolidé des résultats financiers.

Le revenu et les frais comptabilisés en rapport avec l'U3O8 dont il est question tout au long du présent rapport, ont été abaissés pour refléter les reports nécessaires. Par ailleurs, le prix réalisé moyen de l'U3O8 a été ajusté.

Troisième trimestre

Par rapport au troisième trimestre de 2005, le revenu provenant de notre entreprise d'uranium a baissé de 12 % et s'est chiffré à 136 millions $, une hausse de 30 % du prix de vente réalisé (en dollars US) ayant été pour une bonne part annulée par la baisse de 26 % du chiffre des ventes affiché. Le moment des livraisons des produits nucléaires au cours d'une année civile demeure à la discrétion des clients. Nos profils de livraison trimestriels peuvent donc varier beaucoup. Le prix réalisé moyen en dollars canadiens a augmenté de 19 %, le dollar canadien plus ferme par rapport à la devise américaine ayant eu un effet modérateur, la plus grande partie de nos ventes étant libellées en dollars américains. La hausse du prix réalisé moyen résulte de la hausse des prix prévus dans les contrats à prix ferme et de la progression du prix au comptant de l'uranium, qui a été en moyenne de 50,83 $ (US) la livre au troisième trimestre de 2006, contre 30,41 $ (US) au trimestre correspondant de 2005.

Notre coût total des produits et services vendus, comprenant l'amortissement, l'épuisement et la remise en état (AER) a baissé à 109 millions $ au troisième trimestre de 2006, depuis 121 millions $ en 2005, la baisse de 26 % du chiffre des ventes affiché ayant été compensée par la hausse de 21 % du coût unitaire des produits vendus. Le coût unitaire des produits vendus a augmenté en raison surtout de la hausse du coût de l'uranium acheté et de la hausse des redevances de base. Les redevances de base augmentent au fur et à mesure que les prix réalisés augmentent.

Le bénéfice avant impôts provenant de notre entreprise d'uranium a baissé à 14 millions $, depuis 30 millions $ au troisième trimestre de l'exercice précédent, en raison surtout de la baisse du chiffre des ventes enregistrée pour le trimestre.

Exercice à ce jour

Par rapport aux neuf premiers mois de 2005, le revenu provenant de notre entreprise d'uranium a progressé de 51 % et a atteint 561 millions $, grâce pour une bonne part à l'accroissement de 24 % du chiffre des ventes. Comme le calendrier des livraisons de produits nucléaires au cours d'une année civile est à la discrétion des clients, nos profils de livraison trimestriels peuvent varier beaucoup. Une hausse du prix de vente réalisé moyen, qui a atteint 35 % (en dollars US) par rapport à la période correspondante de 2005, a aussi contribué à la progression du revenu. Toutefois, en dollars canadiens, le prix réalisé moyen n'a progressé que de 21 %, en raison du redressement du dollar canadien par rapport à la devise américaine. La hausse du prix réalisé moyen résulte de la hausse des prix prévus dans les contrats à prix ferme et de la progression du prix au comptant de l'uranium, qui a été en moyenne de 44,40 $ (US) la livre en 2006, contre 26,63 $ (US) en 2005.

Le coût total des produits et des services vendus, AER compris, a augmenté à 401 millions $ en 2006, depuis 293 millions $ en 2005 en raison de la hausse de 24 % des livraisons et de la hausse de 7 % du coût unitaire des produits vendus. La hausse du coût unitaire des produits vendus reflétait la hausse du coût de l'uranium acheté.

Notre bénéfice avant impôts provenant de l'entreprise d'uranium a progressé à 131 millions $, depuis 68 millions $ à l'exercice précédent.

Perspectives pour le quatrième trimestre de 2006 associées à l'uranium

Après ajustement pour tenir compte du report lié à la vente de 1 million de livres d'U3O8 décrit ci-dessus, nous prévoyons que notre chiffre des ventes sera de 50 % plus élevé au quatrième trimestre qu'au troisième trimestre de 2006. En outre, le prix réalisé devrait augmenter d'environ 10 %, par rapport au trimestre précédent. On prévoit donc que le revenu et le profit brut seront supérieurs à ceux du troisième trimestre de 2006.

Perspectives pour l'exercice 2006 associées à l'uranium

Nous prévoyons qu'en 2006, le revenu provenant de l'uranium sera d'environ 13 % supérieur à celui de 2005, en raison de l'amélioration prévue de 20 % du prix de vente réalisé prévu (en dollars canadiens), annulée un peu par la baisse du chiffre des ventes. On prévoit que les livraisons d'uranium atteindront un total supérieur à 36 millions de livres, dont le revenu sera comptabilisé sur 32 millions de livres en 2006, reflétant ainsi le report de comptabilisation du revenu précisé ci-dessus.

La hausse des livraisons d'uranium en 2006 est attribuable pour une bonne part à l'avancement par les clients des quantités des livraisons, compte tenu des exigences de rechargement des réacteurs, et non pas à la souplesse additionnelle permettant d'accepter des quantités accrues en vertu des contrats plus anciens. Par le passé, Cameco a fait preuve de souplesse en rapport avec les quantités, qui a été en moyenne d'environ +/- 15 %, et qui, dans certains cas, a même atteint +/- 25 % par rapport à un montant de base. Aujourd'hui, la plupart des contrats ne prévoient pas de souplesse liée aux quantités et, dans les cas peu fréquents où cette souplesse est consentie, elle atteint un maximum de +/-5 % et se limite habituellement au déplacement de quantités entre diverses années, par opposition à une souplesse absolue. Ce déplacement de quantités en rapport avec des contrats fondés sur des besoins n'est pas inhabituel; toutefois, il a l'effet d'accroître les quantités en 2006, avec baisse correspondante en 2007. Cameco prévoit actuellement que le chiffre des livraisons en 2007 sera d'environ 35 millions de livres d'U3O8.

On prévoit que la part de Cameco de la production d'uranium augmentera un peu en 2006 et se chiffrera à 21,4 millions de livres d'U3O8, depuis 21,2 millions en 2005.

On prévoit que les marges liées à l'uranium s'amélioreront et atteindront environ 29 %, contre 23 % en 2005.

Pour le quatrième trimestre et pour 2006, les perspectives de résultats financiers liées à l'entreprise d'uranium sont fondées sur les hypothèses clés suivantes :

- aucun changement important de nos estimations visant le chiffre de ventes, les coûts et les prix;

- aucune perturbation de l'approvisionnement provenant de nos mines ou de tiers; et

- un taux de change au comptant US/CA de 1,12 $.

Sensibilité du prix de l'uranium en 2006

Pour le reste de 2006, un changement de 1,00 $ (US) la livre du prix au comptant de l'uranium, depuis 56,00 $ (US) la livre, modifierait le revenu et le bénéfice net de moins de 1 million $ (CA). Cette sensibilité suppose un taux de change réel prévu de 1,00 $ (US) correspondant à environ 1,18 $ (CA), qui tient compte de notre programme de couverture de devises.

Sensibilité du prix de l'uranium

Le tableau ci-dessous présente un éventail indicatif de prix moyens que Cameco prévoit réaliser avec le portefeuille de ventes actuel. On voulait que les prix présentés dans le tableau illustrent comment divers scénarios de prix marchands peuvent influencer le revenu de Cameco provenant de l'uranium. Cette analyse retient un certain nombre d'hypothèses précisées dans les notes du tableau.

Comme le précise le tableau, pour le scénario de 20 $ US, Cameco prévoit que le prix réalisé moyen sera supérieur au prix au comptant à compter de 2008, et atteindra presque 125 % du prix au comptant vers 2009. Dans le cas du scénario de 100,00 $ (US), Cameco obtiendrait un prix réalisé moyen de plus de 80 % du prix au comptant vers 2013, et par la suite.



Prix réalisé moyen pour l'uranium prévu par Cameco - quantités
constantes
(Entre parenthèses, exprimé en % du prix au comptant)
US $/lb d'U3O8 actuel

------------------------------------------------------------------------
Prix au
comptant 20 $ 40 $ 60 $
------------------------------------------------------------------------
2006 19,50 $ (98%) 20,00 $ (50%) 20,50 $ (34%)
2007 19,50 $ (98%) 25,50 $ (64%) 30,25 $ (50%)
2008 21,50 $ (108%) 31,25 $ (78%) 40,25 $ (67%)
2009 24,75 $ (124%) 32,00 $ (80%) 38,50 $ (64%)
2010 27,00 $ (135%) 35,75 $ (89%) 45,50 $ (76%)
2011 27,25 $ (136%) 36,50 $ (91%) 47,75 $ (80%)
2012 27,25 $ (136%) 37,25 $ (93%) 50,50 $ (84%)
2013 28,00 $ (140%) 39,75 $ (99%) 54,75 $ (91%)
2014 27,75 $ (139%) 40,00 $ (100%) 55,25 $ (92%)
2015 27,50 $ (138%) 40,50 $ (101%) 56,25 $ (94%)
2016 27,00 $ (135%) 40,55 $ (101%) 56,50 $ (94%)
------------------------------------------------------------------------

------------------------------------------------------------------------
Prix au
comptant 80 $ 100 $
------------------------------------------------------------------------
2006 20,75 $ (26%) 21,25 $ (21%)
2007 35,00 $ (44%) 39,50 $ (40%)
2008 48,75 $ (61%) 57,00 $ (57%)
2009 43,50 $ (54%) 48,50 $ (49%)
2010 52,25 $ (65%) 59,00 $ (59%)
2011 56,25 $ (70%) 65,00 $ (65%)
2012 61,75 $ (77%) 72,75 $ (73%)
2013 68,00 $ (85%) 80,50 $ (81%)
2014 69,00 $ (86%) 82,00 $ (82%)
2015 70,75 $ (88%) 84,25 $ (84%)
2016 71,50 $ (89%) 85,25 $ (85%)



Hypothèses clés (non ajustées pour tenir compte de l'incident de venue d'eau à Cigar Lake):

- le chiffre des ventes d'uranium en 2006, supérieur à 36 millions de livres d'U3O8, a fléchi à 35 millions de livres d'U3O8 en 2007 et, ensuite, pour la présente analyse, une hypothèse de chiffre de ventes constant au niveau de 35 millions de livres pour le reste de la période présentée ici,

- les services publics acceptent les quantités maximum lorsqu'ils le peuvent;

- les estimations du chiffre des ventes supposent qu'il n'y a pas d'interruption de l'approvisionnement de la Société à même sa propre production ou à même celle de tiers;

- les quantités de ventes pour 2006 sont entièrement engagées, les quantités de ventes pour 2007 sont presque toutes engagées et les engagements baissent en général par la suite;

- on suppose que toutes les quantités non engagées seront livrées au prix au comptant;

- on suppose que le prix à long terme pour une année spécifique est égal au prix au comptant moyen pour cette année entière;

- on suppose que tous les autres indices de prix tendent vers le prix au comptant;

- les prix moyens réalisés ne sont pas ajustés pour tenir compte du revenu reporté, résultant des accords d'emprunt de produits de réserve;

- les prix réalisés moyens estimatifs à chaque prix pour 2006 comprennent le prix au comptant moyen réel pour les neuf premiers mois de l'exercice de 44,40 $ (US);

- un taux d'inflation de 2,5%, et

- les dollars courants sont exprimés en dollars à l'exercice où ils ont été réellement reçus ou versés.

Contrats liés à l'uranium

Comme nous l'avons déjà dit, notre objectif en matière de contrats consiste à assurer une solide base de bénéfice et de flux de trésorerie pour nous permettre de maintenir notre base d'actif principale et de rechercher les occasions d'expansion à long terme. Notre stratégie en matière de contrats vise d'abord à réduire la volatilité de notre bénéfice éventuel et de nos flux de trésorerie éventuels, tout en assurant tant la protection contre les baisses de prix dans le marché que le maintien de l'exposition aux hausses de prix éventuelles dans le marché. Il s'agit d'une démarche équilibrée qui, à notre avis, assure la meilleure valeur à nos actionnaires à long terme.

Le marché de l'uranium a évolué au cours des quelque derniers mois et notre stratégie en matière de contrats a également évolué. Notre portefeuille actuel reflète un rapport de 60/40 entre les contrats à prix ferme et les contrats liés au marché, auxquels s'ajoutent des mécanismes d'indexation à l'inflation. Aujourd'hui, nos contrats sont davantage axés sur les prix liés au marché. Nous prévoyons donc que ce rapport évoluera éventuellement.

Nous continuerons de nous concentrer sur la négociation de durées de contrats plus longues, pouvant atteindre dix ans ou plus, de prix planchers assurant une protection contre les fléchissements et le maintien d'un niveau adéquat de potentiel à la hausse. En règle générale, la plupart des nouvelles offres, aujourd'hui, comprennent des mécanismes de prix comportant un volet de 20 % de prix fermes et un volet de 80 % des prix liés au marché. Le volet prix fermes est habituellement plus élevé que l'indice des prix à long terme de l'industrie au moment de l'offre et il est indexé à l'inflation. Le volet des prix liés au marché comprend habituellement un prix plancher à la hausse équivalant à quelque 75 % à 80 % du prix au comptant au moment de l'offre. Aucun prix plafond n'est prévu; toutefois, en raison des autres dispositions commerciales du contrat, des rabais accordés sur le prix dans le marché au comptant peuvent être offerts à des niveaux seuils se situant à au moins 25 % au-dessus des prix marchands au moment de l'offre.

A la lumière de l'évolution de la conjoncture marchande, notamment des niveaux élevés de la demande dans le marché au comptant, Cameco revoit sa démarche liée aux ventes dans le marché au comptant. Cameco pourrait à l'avenir décider de conserver une plus grande souplesse et de tirer parti des occasions à court terme qui s'offrent en vendant des matières directement dans le marché au comptant.

Cameco a déjà précisé sa démarche opportuniste liée à l'achat d'uranium dans le marché. Nous recherchons les occasions d'acquérir de l'uranium dans le marché au comptant lorsque nous sommes confiants de pouvoir revendre ces matières à profit. La quantité de matière que nous achetons varie d'un exercice à l'autre selon les occasions offertes, mais, habituellement, les achats devraient représenter moins de 10 % de nos livraisons annuelles de produits vendus. Nous adoptons cette approche aux achats dans le marché au comptant afin de générer des profits, d'obtenir des renseignements sur le marché et d'assurer une transparence en matière de prix.

Pour faciliter cette stratégie, nous avons habituellement comme cible de vendre plus d'uranium que nous n'en produisons. La différence est fournie au moyen d'un certain nombre d'arrangements d'achat à long terme et d'achats dans le marché au comptant. Il importe toutefois de comprendre que la quantité que nous avons acceptée par engagement de vendre pour toute année spécifique est inférieure à l'objectif déclaré. Ainsi, par exemple, notre objectif annuel de chiffre de ventes peut être de 35 millions de livres, mais ce que nous avons réellement accepté de vendre par contrat est moindre. Si nous ne pouvons trouver d'occasions rentables d'achat et de revente dans le cadre de contrats à terme, au moyen de livraisons à court terme, nous avons la souplesse d'ajuster nos objectifs de vente.

Cameco a une variété de sources d'approvisionnement, notamment la production primaire, les engagements fermes liés à des achats à long terme, un stock correspondant à six mois de ventes éventuelles (l'équivalent d'environ 18 millions de livres, ce qui comprend le stock de roulement) ainsi que l'uranium provenant d'achats opportunistes faits dans le marché au comptant.

Nous avons doté la Société d'une grande sécurité en matière d'approvisionnement et nous avons complété notre position liée au stock par des accords d'emprunts de réserve, comme nous l'avons décrit au dernier trimestre. Toutes ces sources d'approvisionnement consolident bien la position de Cameco comme fournisseur sûr et fiable dans le marché de l'uranium.

En plus de ces sources d'approvisionnement multiples, nos contrats contiennent des dispositions liées à l'interruption de l'approvisionnement, qui ont été adoptées il y a plusieurs années déjà. Ces dispositions en matière d'interruption d'approvisionnement donnent à Cameco le droit d'abaisser, de reporter ou d'annuler des quantités de produits au pro rata si nous subissons une baisse importante de la production prévue ou des livraisons de produits achetés en vertu de l'accord portant sur l'uranium très enrichi. Actuellement, ces dispositions protègent environ le trois quart des quantités actuellement prévues aux contrats, et ce pourcentage augmentera au fur et à mesure que les contrats plus anciens viendront à échéance. Tous les contrats contiennent des dispositions habituelles liées aux cas de force majeure.

En outre, les contrats portant sur la charge de base adoptés pour soutenir le développement de Cigar Lake contiennent des dispositions visant l'interruption de l'approvisionnement, qui permettent à Cameco d'abaisser, de reporter ou de cesser les livraisons advenant tout délai ou toute baisse de la production de Cigar Lake.

Mise à jour relative au marché de l'uranium

Marché au comptant de l'uranium

Le prix moyen au comptant de l'industrie (TradeTech et UxC), le 30 septembre 2006, était de 54,88 $ (US) la livre d'U3O8, en hausse de 20 % depuis 45,75 $ (US) le 30 juin 2006. Ceci doit être comparé à 31,63 $ (US) le 30 septembre 2005 et à 29,00 $ (US) le 30 juin 2005.

Le chiffre du marché au comptant affiché pour le troisième trimestre de 2006 était de 10,5 millions de livres d'U3O8, et un total de 25,6 millions de livres a été affiché pour les neuf premiers mois de l'exercice. Ceci doit être comparé à 4,7 millions de livres au troisième trimestre de 2005 et à 28,9 millions de livres pour les neuf premiers mois de 2005. En raison de la demande régulière et de la disponibilité limitée d'approvisionnement sûr, le prix a poursuivi sa progression au troisième trimestre.

La plus grande partie de l'activité dans le marché au comptant au troisième trimestre a été associée à des achats facultatifs faits par les services publics, par les négociants et par les investisseurs. Les achats des services publics reflètent vraisemblablement le stockage, alors que les groupes d'investissement semblent prendre des positions dans un marché actif. Il est prévu que la demande du marché au comptant s'accentuera au quatrième trimestre alors que l'approvisionnement demeurera serré, ce qui contribuera à la pression haussière sur le prix.

Marché à long terme de l'uranium

Le prix à long terme moyen pour l'industrie (TradeTech et UxC) le 30 septembre 2006, était de 54,50 $ (US) la livre d'U3O8, en hausse de 17% depuis 46,75 $ (US) à la fin de juin 2006. Ceci doit être comparé à 32,50 $ (US) le 30 septembre 2005 et à 30,00 $ (US) le 30 juin 2005.

Le marché à long terme est demeuré actif au troisième trimestre alors que les services publics continuaient de chercher à obtenir un approvisionnement sûr de fournisseurs primaires fiables dans une tentative visant à atténuer les risques. On prévoit que les contrats à long terme dépasseront facilement les 200 millions de livres en 2006, ce qui correspond à l'importance des contrats négociés en 2005, et ce qui est bien au-delà des niveaux passés.

Mise à jour sur les exploitations d'uranium



Production d'uranium
------------------------------------------------------------------------
Part de la
production de Trimestres terminés Neuf mois terminés
Cameco le 30 sept. le 30 sept. Production
(en millions -------------------------------------- prévue
de lbs d'U3O8) 2006 2005 2006 2005 en 2006
------------------------------------------------------------------------
McArthur River/Key Lake 3,9 3,9 9,9 10,4 13,1
------------------------------------------------------------------------
Rabbit Lake 1,1 1,4 3,7 4,5 5,7
------------------------------------------------------------------------
Smith Ranch/Highland 0,7 0,3 1,4 0,9 1,9
------------------------------------------------------------------------
Crow Butte 0,2 0,2 0,5 0,6 0,7
------------------------------------------------------------------------
Total 5,9 5,8 15,5 16,4 21,4
------------------------------------------------------------------------


McArthur River/Key Lake

A McArthur River/Key Lake, la part de Cameco de la production a été de 3,9 millions de livres au troisième trimestre de 2006, et de 9,9 millions de livres pour les neuf premiers mois de 2006. La variation de production d'un trimestre à l'autre est typique et peut être attribuable aux interruptions prévues pour l'entretien des installations et à la variation normale de la production de minerai.

Pour l'exercice à ce jour, la production demeure inférieure de 5 % à celle de 2005 en raison surtout de difficultés de traitement à l'usine, au premier trimestre, causées par de fortes concentrations de béton dans la solution de minerai d'uranium. Le béton a été introduit à McArthur River lorsque les ouvrages miniers adjacents à des secteurs déjà exploités ont été remblayés au moyen de béton. L'installation de filtres de sable à l'usine pour améliorer la pureté de la solution d'uranium a été en grande partie menée à terme au troisième trimestre et les filtres ont été mis en service intégralement au début d'octobre.

La grande production au troisième trimestre a été très semblable à celle du deuxième trimestre de 2006 et du troisième trimestre de 2005. Nous prévoyons que notre part de la production au quatrième trimestre de 2006 sera de 3,2 millions de livres d'U3O8. Nous prévoyons atteindre la limite de production annuelle prévue au permis vers la mi-décembre puisqu'aucune interruption d'usine n'est prévue et qu'une alimentation régulière de minerai ayant une concentration de béton réduite, est prévue, en provenance de McArthur River, pour le reste de l'exercice. Pour 2006, la part de Cameco de la production totale prévue à McArthur River/Key Lake est de 13,1 millions de livres d'U3O8.

A McArthur River, le forage de trous de congélation pour deux nouvelles zones d'exploitation minière future a progressé à une cadence moins rapide que prévue en raison de difficultés techniques liées au forage dans un sol gelé, de difficultés d'approvisionnement de fournitures également très utilisées dans l'industrie du forage pétrolier, et d'une pénurie de foreurs de trous de congélation.

La convention collective des employés syndiqués des exploitations de McArthur River et de Key Lake est échue le 31 décembre 2005. Cameco et le Syndicat des Métallos USWA ont poursuivi les négociations tout au long du troisième trimestre de 2006 et ont adopté un projet de convention le 12 octobre 2006. Les votes de ratification par les membres locaux du syndicat se termineront au début de novembre.

Comme on l'a déjà annoncé, nous avons présenté une demande visant le relèvement de la limite de production annuelle prévue aux permis tant à la mine de McArthur River qu'à l'usine de Key Lake, à 22 millions de livres d'U3O8 (à comparer à la limite actuelle de 18,7 millions de livres). Cette demande fait actuellement l'objet d'une évaluation environnementale (EE) de niveau examen en vertu de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale, la Commission canadienne de sûreté nucléaire (CCSN) étant l'administration responsable.

La CCSN s'est concentrée sur l'évaluation de l'effet environnemental à plus long terme des faibles niveaux de sélénium et de molybdène contenus dans les effluents de l'usine Key Lake et sur la concentration de ces substances dans l'environnement récepteur en aval.

Cameco a proposé un plan d'action pour abaisser davantage les rejets de sélénium et de molybdène dans l'effluent de l'usine. Même si nous sommes convaincus que le niveau actuel de contrôle permet de protéger l'environnement et est conforme aux EE antérieures de l'exploitation Key Lake, nous avons aussi reconnu que des améliorations peuvent être apportées de manière à atténuer davantage le niveau de présence de ces deux métaux.

Nous poursuivons actuellement des discussions avec la CCSN pour arrêter ce plan d'action, qui, comme nous le prévoyons, deviendra une nouvelle condition de permis liée au permis d'exploitation pour Key Lake attendu de la CCSN pour le premier trimestre de 2007. On prévoit que la première étape de ce plan d'action sera appliquée à la fin de 2007. Ce plan d'action visant à abaisser le niveau actuel de ces métaux dans l'environnement devrait contribuer à la progression de l'EE liée au relèvement de la limite de production annuelle prévue aux permis de la mine McArthur River et de l'usine Key Lake. Même si nous ne pouvons pas prévoir le résultat de cette évaluation, les travaux parallèles visant l'abaissement de la charge de l'effluent devraient faire avancer l'étude de la proposition. Nous demeurons confiants de pouvoir accroître progressivement les niveaux de production, avec un effet minime sur l'environnement.

En plus d'obtenir l'approbation liée à l'EE, nous devons également passer à de nouvelles zones d'exploitation minière à McArthur River et entreprendre divers travaux de revitalisation de l'usine et de modifications de procédés à Key Lake pour soutenir l'accroissement des niveaux de production. La planification minière, le développement et le forage de trous de congélation se poursuivent en rapport avec l'étape de transition de McArthur River. Nous procéderons au quatrième trimestre de 2006 au lancement d'une évaluation préfaisabilité de la revitalisation de Key Lake. L'usine de Key Lake a entrepris la production en 1983 et elle a été construite comme une installation de classe mondiale. Comme nous prévoyons utiliser Key Lake durant plusieurs années, le réinvestissement dans cette usine contribuera à maintenir notre position dominante dans le domaine de la production d'uranium.

Rabbit Lake

Rabbit Lake a produit 1,1 million de livres d'U3O8 au troisième trimestre et un total de 3,7 millions de livres pour les neuf premiers mois de 2006. Pour l'exercice à ce jour, la production est demeurée inférieure à celle de 2005 en raison de l'interruption prévue de l'usine durant cinq semaines, pour des travaux d'entretien, au troisième trimestre, et de la baisse de la teneur de l'alimentation en minerai de l'usine au premier trimestre de 2006. La teneur minière des nouvelles zones de minerai continue de correspondre aux attentes et le tonnage total de minerai prévu provenant de la mine est conforme aux prévisions. Toutefois, pour l'exercice à ce jour, les teneurs en minerai demeurent inférieures aux prévisions. Les perspectives liées à la production pour 2006 sont maintenant de 5,7 millions de livres d'U3O8, une légère baisse par rapport à notre objectif original de 5,9 millions de livres.

Les travaux se poursuivent en rapport avec l'évaluation environnementale (EE) visant le traitement d'un peu plus de la moitié de l'uranium à même le minerai de Cigar Lake à l'usine de Rabbit Lake, à compter de la deuxième ou de la troisième année de la mise en exploitation de Cigar Lake, selon le calendrier de mise en exploitation progressive. Au deuxième trimestre, nous avons présenté un document de communication réglementaire préévaluation et nous avons organisé des réunions techniques avec des représentants des organismes de réglementation afin de passer en revue notre démarche prévue. Cette démarche de communication devrait faciliter le processus d'examen environnemental. La présentation du rapport EE est prévue pour novembre et nous prévoyons la tenue de la première réunion d'examen réglementaire vers la fin de 2006.

La remise en état de l'étang de l'exploitation à ciel ouvert de A-Zone, dont l'exploitation minière s'est déjà terminée en 1997, a été menée à terme au cours du trimestre. Ce projet prévoyait la coupe d'un barrage de retenue à cellules d'acier sous le niveau de l'eau afin de permettre l'écoulement de l'eau de ce secteur dans le lac adjacent. Le projet de remise en état a été effectué sans incident et il a été bien accueilli tant par les autorités de réglementation que par les communautés locales.

A Rabbit Lake, nous avons continué d'obtenir des résultats encourageants liés aux forages souterrains, qui devront faire l'objet d'une définition plus fine.

Smith Ranch-Highland et Crow Butte

Les mines de lixiviation in situ (LIS) Smith Ranch-Highland et Crow Butte ont produit 0,9 million de livres d'U3O8 au troisième trimestre de 2006. Les exploitations devraient produire 2,6 millions de livres en 2006, soit un peu plus que notre objectif original de 2,4 millions de livres.

Mise à jour sur les projets liés à l'uranium

Cigar Lake

Cameco a entrepris le 1er janvier 2005 la construction de la mine de Cigar Lake. Comme on l'a déjà annoncé, Cameco a subi une venue d'eau dans le deuxième puits en avril 2006.

Le lundi 23 octobre 2006, Cameco a annoncé une deuxième venue d'eau à Cigar Lake, après un éboulement de roches dans un secteur de production éventuel, qui était auparavant sec. On a fait des efforts pour contrer la venue d'eau et pour protéger le puits principal et les infrastructures souterraines clés en fermant deux portes de cloison. Toutefois, l'une des portes n'était pas bien étanche, ce qui a permis une venue d'eau importante dans le secteur de traitement. Les efforts visant à assurer l'étanchéité intégrale de la porte n'ont pas donné les résultats attendus et la venue d'eau a dépassé la capacité d'évacuation de l'eau par pompage. Tous les secteurs souterrains du projet Cigar Lake ont été inondés.

Toutes les personnes ont été évacuées de la mine en toute sécurité; il n'y a pas eu de blessé et il n'y a pas eu d'effet sur l'environnement.

Les ingénieurs et les conseillers de Cameco sont déjà sur place et ils travaillent à l'élaboration de programmes visant la restauration de l'accès aux ouvrages souterrains du projet Cigar Lake, à la suite de l'incident de venue d'eau. Des experts internationaux collaborent à l'élaboration des options et à la mise au point d'un programme correctif. Nous prévoyons qu'un programme par étapes sera mis en place en moins de trois mois, lequel précisera l'option privilégiée et plusieurs solutions de rechange.

La plupart des solutions de rechange à l'étude comportent le forage depuis la surface et l'isolement de la source d'eau des ouvrages souterrains, en appliquant des techniques de cimentation ou de congélation, pour ensuite procéder à l'évacuation de l'eau de la mine par pompage.

Des discussions se poursuivent avec les autorités compétentes pour passer en revue l'incident et tracer la voie réglementaire visant l'examen diligent des programmes correctifs. L'évaluation environnementale existante du projet Cigar Lake permet les travaux correctifs miniers depuis la surface, dans le cas d'inondation.

Malgré cet incident de venue d'eau, Cameco demeure confiante de pouvoir mener à terme le développement et l'exploitation minière du gîte de minerai de Cigar Lake. Néanmoins, en raison de cet incident imprévu, il faut analyser des incidences sur la classification des réserves.

Les réserves prouvées sont fondées sur les ressources "mesurées", qui sont les ressources sur lesquelles nous avons le niveau le plus élevé de connaissances géologiques et de confiance. Pour procéder à la classification des réserves prouvées, nous évaluons notre niveau de confiance en fonction d'un certain nombre de facteurs, notamment l'exploitation minière, le profil métallurgique, le traitement, la commercialisation ainsi que les facteurs juridiques, environnementaux, sociaux et gouvernementaux. Si notre niveau de confiance varie pour l'un de ces facteurs, tout au moins, les réserves peuvent être abaissées, depuis le niveau de prouvées à probables, même si l'exploitation minière du gîte de minerai demeure économique.

Dans le cas de Cigar Lake, comme le programme correctif est encore en voie d'élaboration, il existe un certain nombre d'inconnues, notamment les modifications (le cas échéant) au programme de développement ou d'exploitation minière, le calendrier de production et les dépenses en immobilisations additionnelles. Lorsque nous obtiendrons des précisions sur ces incertitudes, nous serons en meilleure position d'évaluer si les réserves de Cigar Lake doivent faire l'objet d'une reclassification, depuis le statut de prouvées, au statut de probables.

En outre, en se fondant sur les renseignements actuellement disponibles et sur la valeur du gîte, et en tenant compte des lignes directrices applicables aux "ressources et aux réserves" formulées par l'Institut canadien des mines, de la métallurgie et du pétrole, nous croyons que l'incident n'entraînera pas la conversion des réserves en ressources. La conversion au statut de ressources signifierait qu'il n'y a pas assez de données indiquant qu'il s'agit d'un minerai dont l'exploitation minière est économique.

Les estimations de coûts, les calendriers de projet et l'effet sur les réserves, le cas échéant, seront présentés après la conduite à terme de l'évaluation complète, qui est en cours.

La divulgation ci-dessus de données techniques ou scientifiques concernant Cigar Lake a été préparée sous la supervision de M. Alain Mainville, géologue et géoscientifique professionnel, qui est le directeur des ressources minières chez Cameco, et par M. Barry Schmitke, un ingénieur professionnel à l'emploi de Cameco occupant le poste de directeur général du projet Cigar Lake, deux personnes ayant les qualifications appropriées aux fins de la Norme canadienne 43-101.

En raison de la stratégie de contrat décrite ci-dessus, Cameco a les protections contractuelles nécessaires pour satisfaire ses obligations en matière de livraison de produits.

Au quatrième trimestre, nous procéderons à l'estimation de la valeur des éléments d'actif perdus sous terre à Cigar Lake par suite de la venue d'eau et ces données seront comptabilisées au quatrième trimestre.

Inkai

Au projet LIS Inkai, au Kazakhstan, deux zones de production sont actuellement en développement (les blocs 1 et 2). Au bloc 1, la construction de l'installation de traitement commercial est en cours. Nous prévoyons achever la construction en 2007 et entreprendre la mise en service de l'installation commerciale, sous réserve des autorisations des autorités de réglementation. Nous prévoyons démarrer la production à la fin de 2007, et la production commerciale suivra en 2008 après une période d'accélération progressive de la production.

Au bloc 2, la mine d'essai a produit environ 0,3 million de livres d'U3O8 au troisième trimestre de 2006 (la part de Cameco est de 60 %). Nous avons reçu en 2005 l'approbation visant l'accroissement de la capacité de production de la mine d'essai à 0,8 million de livres d'U3O8. La production provenant de l'installation accrue a commencé au deuxième trimestre de 2006. On prévoit que la production prévue de la mine d'essai en 2006 sera au total de 0,8 million de livres d'U3O8. Nous prévoyons demander en 2007 un permis d'exploitation minière pour le bloc 2. Le développement commercial du bloc 2 est prévu pour 2008.

Comme on l'a déjà publié, la production des blocs 1 et 2 devrait atteindre le total de 5,2 millions de livres vers 2010.

Mise à jour concernant l'exploration d'uranium (1)

(1) Toutes les références aux épaisseurs des interceptions minéralisées sont exprimées sous forme de longueurs de forage et n'indiquent pas une largeur réelle. La référence à la teneur en uranium est fondée sur les données radiométriques recueillies dans les trous, sauf avis contraire.

Millennium

Nous avons terminé au troisième trimestre six trous de forage sur 3 035 mètres au total, au projet Millennium. Les deux trous, forés au deuxième trimestre de 2006 et situés à 800 mètres et à 2 500 mètres au nord du gîte, ont été terminés sans avoir rencontré de minéralisation.

Au troisième trimestre, deux trous additionnels (forages secondaires en direction) ont été terminés, dans le gîte, pour confirmer la continuité de la minéralisation; les deux forages ont rencontré des minéralisations importantes. Les résultats des essais sont attendus. Le meilleur trou de forage a révélé 10,5 % d'équivalent d'U3O8 sur 28,5 mètres.

Exploration régionale

Au troisième trimestre de 2006, nous avons poursuivi les forages liés à plusieurs projets, notamment à ceux de Rabbit Lake, Dawn Lake, McArthur River, Virgin River et Southwest Athabasca.

Dans le cas de la prospection de Collins Creek, située dans le projet Dawn Lake et à six kilomètres au sud des gîtes de Dawn Lake, nous avons terminé neuf trous de forage au troisième trimestre, portant ainsi à vingt-sept le nombre total de trous de forage pour l'exercice. Le meilleur trou de forage a révélé 18,3 % d'U3O8 sur 7,8 mètres. On entreprendra une estimation initiale de la ressource au début de 2007.



SERVICES DE COMBUSTIBLE

Faits saillants
------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés Neuf mois terminés
le 30 sept. le 30 sept.
------------------------------------------------------------------------
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Revenu (en millions $) 39 39 141 95
------------------------------------------------------------------------
Profit brut (perte) (en millions $) (3) 5 13 22
------------------------------------------------------------------------
Profit brut (perte) % (8) 13 9 23
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice (pertes) avant impôts
(en millions $) (3) 4 11 21
------------------------------------------------------------------------
Chiffre des ventes
(en millions de kgU) (1) 4,3 4,2 11,9 9,6
------------------------------------------------------------------------
Chiffre de la production
(en millions de kgU) 3,4 2,4 9,2 8,6
------------------------------------------------------------------------
(1) Kilogrammes d'uranium


Résultats des services de combustible

Les résultats actuels et la perspective liée aux services de combustible reflètent le report de revenu et les frais associés aux livraisons de services de conversion de 0,7 million de kgU, en rapport avec les accords d'emprunt de produits de réserve décrits sous la rubrique Secteur de l'entreprise de l'uranium. Le report a pour effet d'abaisser le revenu reporté de 6 millions $. Le profit brut sur les livraisons de services de conversion reportées est marginal.

Comme dans le cas du revenu d'uranium reporté, le moment des réceptions d'espèces liées au revenu reporté est le même que pour toute autre vente effectuée au cours du trimestre et il n'est pas affecté par le traitement comptable appliqué au revenu. Ainsi donc, les flux de trésorerie ne sont pas influencés par le report. Cameco comptabilisera le revenu reporté et les frais qui y sont associés lorsque les accords d'emprunt seront terminés en 2008 et en 2009, ou, si des prélèvements sont faits, lorsque les emprunts seront remboursés et que cette partie de la facilité sera terminée.

Troisième trimestre

Au troisième trimestre de 2006, le revenu provenant de nos entreprises de services de combustible est demeuré semblable, à 39 millions $, à celui de la période correspondante de 2005, en raison d'une baisse du prix de vente réalisé et du report de revenu lié à des emprunts de produits, compensés par l'inclusion du revenu de Zircatec. La plupart des ventes de conversion se font à prix fermes et n'ont pas encore profité pleinement de l'importante hausse récente du prix de l'UF6 dans le marché au comptant. Le chiffre des ventes est demeuré semblable à celui de 2005.

Le coût total des produits et des services vendus, AER compris, a été de 42 millions $, contre 34 millions $ en 2005. Cette hausse est attribuable à l'inclusion des frais de vente de Zircatec et à la hausse du coût des produits de conversion achetés, qui ont enregistré une tendance à la hausse concomitamment à la hausse du prix au comptant de l'UF6.

Au troisième trimestre de 2006, nous avons comptabilisé une perte de 3 millions $, par rapport au bénéfice avant impôts de 4 millions $ pour la période correspondante de 2005. La perte est attribuable à la hausse du coût des produits de conversion achetés et à un décalage des ventes chez Zircatec, du troisième trimestre au quatrième trimestre.

Exercice à ce jour

Pour les neuf premiers mois de 2006, le revenu provenant de notre entreprise de services de combustible a augmenté de 48 % et a atteint 141 millions $, par rapport à la période correspondante de 2005, par suite de l'inclusion des revenus provenant de Zircatec et d'une hausse de 24 % des livraisons de produits de conversion. Le moment des livraisons des produits nucléaires au cours d'une année civile demeure à la discrétion des clients. Une baisse de 2 % du prix de vente réalisé a en partie annulé l'effet de la hausse des livraisons. La plupart des ventes de conversion se font à prix fermes et n'ont pas encore profité pleinement de l'importante hausse du prix de l'UF6 dans le marché au comptant.

Pour l'exercice à ce jour, le coût total des produits et des services vendus, AER compris, a été de 128 millions $ en 2006, contre 73 millions $ en 2005. La hausse des coûts est attribuable à l'augmentation du chiffre des ventes de produits de conversion, à l'inclusion des frais de vente de Zircatec et à la hausse du coût des produits de conversion achetés, qui ont enregistré une tendance à la hausse concomitamment à la hausse du prix au comptant de l'UF6.

Pour les neuf premiers mois de 2006, le bénéfice avant impôts provenant de l'entreprise de services de combustible a baissé à 11 millions $, depuis 21 millions $ à la période correspondante de 2005 La baisse de la rentabilité est attribuable à la hausse du coût des produits tant achetés que produits.

Perspectives pour le quatrième trimestre de 2006 associées aux services de combustible

Pour le quatrième trimestre de 2006, le revenu provenant de nos services de combustible devrait être environ le double de celui du troisième trimestre en raison de l'accroissement prévu des livraisons et de la hausse du prix de vente. Nous prévoyons que le profit brut sera nettement plus élevé qu'au troisième trimestre.

Perspectives pour l'exercice 2006 associées aux services de combustible

Cameco prévoit que le revenu provenant de l'entreprise de services de combustible sera en 2006 presque 50 % supérieur à celui de 2005, en raison de la hausse prévue de 10 % des livraisons, de l'amélioration de 5 % du prix de vente réalisé moyen et de l'inclusion des ventes de Zircatec. Nous prévoyons que la marge bénéficiaire brute sera de 15 %, en baisse depuis 18 % affiché en 2005, alors que la hausse prévue du coût unitaire fera sans doute plus qu'annuler la hausse de prix prévue.

Le chiffre des ventes de produits de services de conversion en 2006 devrait se chiffrer au total à 19,0 millions de kgU, dont le revenu sera comptabilisé sur 18,2 millions de kgU en 2006. Ceci doit être comparé à des ventes de 16,6 millions de kgU en 2005.

Les perspectives de résultats financiers pour le quatrième trimestre et pour 2006 pour le secteur de l'entreprise des services de combustible sont fondées sur les hypothèses clés suivantes:

- aucun changement important de nos estimations visant le chiffre de ventes, les coûts et les prix;

- aucune perturbation de l'approvisionnement provenant de nos installations ou de tiers; et

- un taux de change au comptant US/CA de 1,12 $.

Analyse de sensibilité du prix des services de combustible

La plupart des ventes de services de combustible se font à prix fermes, indexés à l'inflation. A court terme, les résultats financiers de Cameco liés aux services de combustible sont relativement peu sensibles à l'évolution du prix au comptant des produits de conversion. Les nouveaux contrats à prix fermes reflètent habituellement les prix à plus long terme au moment de l'attribution du contrat. Ainsi donc, au cours des prochaines années, notre portefeuille de contrats visant des services de conversion profitera de l'incidence positive de ces contrats à prix fermes plus élevés.

Mise à jour concernant le marché de la conversion d'UF6

Les prix de la conversion d'UF6 à long terme et dans le marché au comptant sont demeurés semblables au cours du trimestre dans le cas des services de conversion nord-américains et européens.

Voici maintenant le prix moyen dans le marché au comptant de l'industrie (TradeTech et UxC) des services de conversion d'uranium en Amérique du Nord et en Europe.



------------------------------------------------------------------------
30 sept. 30 juin 30 sept. 30 juin
2006 2006 2005 2005
------------------------------------------------------------------------
Prix moyen au comptant
($US/kgU)
- Amérique du Nord 11,63 11,63 11,50 11,75
- Europe 12,00 12,00 11,50 11,75
------------------------------------------------------------------------


Voici maintenant les prix à long terme moyens de l'industrie (TradeTech et UxC) des services de conversion d'uranium en Amérique du Nord et en Europe.



------------------------------------------------------------------------
30 sept. 30 juin 30 sept. 30 juin
2006 2006 2005 2005
------------------------------------------------------------------------
Prix à long terme moyen
($US/kgU)
- Amérique du Nord 12,25 12,25 12,00 11,88
- Europe 13,50 13,50 13,13 12,63
------------------------------------------------------------------------


Mise à jour concernant l'exploitation des services de combustible

Production

Usine de Blind River

A notre usine de Blind River, nous continuons d'utiliser la capacité de production inexploitée pour produire l'UO3 additionnel nécessaire à l'alimentation de Springfields Fuels Ltd. (SFL), en plus de satisfaire les besoins de Port Hope. Au troisième trimestre, la production a été de 3,2 millions de kgU, contre 3,0 millions de kgU au troisième trimestre de 2005. Pour les neuf premiers mois, la production a été de 13,5 millions de kgU, contre 11,2 millions de kgU à la période correspondante de 2005. Nous prévoyons produire 18,0 millions de kgU pour l'exercice, la limite de la capacité prévue au permis pour l'usine. En 2005, la production annuelle a été de 15,1 millions de kgU.

Blind River effectue actuellement deux EE. La première vise l'ajout de matériel de lutte à la pollution à l'échappement de l'incinérateur, pour se conformer aux lignes directrices canadiennes imminentes. Nous avons présenté à la CCSN le rapport d'étude EE. Le rapport a atteint les dernières étapes de l'approbation et nous prévoyons que le projet de texte définitif du rapport de niveau examen sera présenté à la CCSN en novembre. La deuxième EE porte sur l'augmentation de capacité annuelle proposée à 24 millions de kgU. Le rapport d'étude a atteint les dernières étapes de la préparation et nous prévoyons le présenter à la CCSN au quatrième trimestre de 2006.

Nous avons présenté à la CCSN une demande de renouvellement de permis de cinq ans, au lieu du prolongement de permis d'un an déjà décrit. Au départ, nous pensions qu'un prolongement du renouvellement de permis nous donnerait assez de temps pour mener à terme le processus d'EE lié à l'accroissement de la capacité des installations, pour modifier le permis lié à l'accroissement de capacité et pour demander le renouvellement du permis. Il est devenu évident qu'il est plus simple de mener à terme chacune de ces étapes isolément. La première audience liée au renouvellement de permis a eu lieu le 5 octobre 2006 à la CCSN. La deuxième audience est prévue pour la mi-décembre 2006.

Nous avons interrompu (temporairement) l'expédition d'UO3 de Blind River à SFL au cours du trimestre, pour améliorer les procédures d'expédition. L'interruption de l'approvisionnement n'a pas affecté la production chez SFL, qui dispose d'un stock suffisant de matière sur place. Les activités d'expédition ont repris.

Usine de conversion de Port Hope

Nous avons produit dans nos usines de conversion de Port Hope 3,2 millions de kgU sous forme d'UF6 et d'UO2 au troisième trimestre de 2006, contre 2,4 millions de kgU au troisième trimestre de 2005. L'accroissement de la production reflète une modification de calendrier en rapport avec l'interruption annuelle d'un mois pour fins d'entretien de l'usine, qui a eu lieu en avril 2006. En 2005, l'entretien prévu a été fait en juillet. Des améliorations de l'efficacité de production ont été obtenues grâce à l'avancement de la période d'entretien prévu.

Pour les neuf premiers mois de 2006, la production a été de 8,6 millions de kgU, un niveau semblable à celui de la période correspondante de 2005. Plus tôt cette année, des restrictions de la capacité de production de fluor et des défaillances mécaniques de certaines pièces de matériel de l'usine ont également affecté la production. Récemment, nous avons fait des gains substantiels pour accroître la capacité de production de fluor de l'usine.

Nous prévoyons produire 12,1 millions de kgU pour l'exercice, ce qui est en deçà de notre objectif annuel initial de 14,2 millions de kgU, en raison de l'effet des restrictions de la capacité de production de fluor et de défaillances de matériel de l'usine. En 2005, la production a été de 11,4 millions de kgU.

Nous avons nettement amélioré notre programme d'intervention communautaire à Port Hope, grâce à l'organisation d'un certain nombre d'activités. A ce jour, nous avons organisé quatre forums de liaison communautaire, produit autant de bulletins de nouvelles communautaires, organisé un événement portes-ouvertes à notre usine et présenté une grande exposition à l'Exposition d'automne de Port Hope ("Port Hope Fall Fair"), visitée par plus de 4 000 personnes, qui ont profité de l'occasion pour se renseigner davantage sur les activités de Cameco et de Zircatec.

Nous avons présenté à la CCSN une demande de renouvellement de permis de cinq ans liée à l'usine de conversion et la première de deux audiences a été tenue le 4 octobre 2006. La deuxième audience est prévue pour la fin de novembre, à Port Hope.

Nous avons aussi déposé auprès de la CCSN la description de notre projet Vision 2010, un projet de nettoyage et de modernisation du site de l'usine de conversion de Port Hope. La CCSN nous a avisés que le projet sera assujetti à une étude environnementale complète de manière à satisfaire les prescriptions de l'Agence canadienne d'évaluation environnementale (ACEE). L'envergure de l'étude EE prescrite n'a pas encore été précisée ou émise par la CCSN.

Fabrication de combustible

Comme nous avons acquis Zircatec le 1er février 2006, le rapport sur la production de 2006 portera sur onze mois de l'exercice. L'objectif de onze mois pour 2006 était de 749 000 kgU. La production du 1er février 2006 au 30 septembre 2006 a été supérieure à 519 000 kgU. Nous prévoyons un léger manque à atteindre la production prévue pour l'exercice en raison de problèmes de matériel et du nombre insuffisant de préposés à l'exploitation. Nous prévoyons rattraper le manque à réaliser l'objectif au début de 2007, lorsque la demande de produits à livrer sera plus faible.

Nous avons présenté à la CCSN en août 2006 une demande de renouvellement de permis de cinq ans. La première de deux audiences par la CCSN a eu lieu le 4 octobre 2006 à Ottawa et la deuxième audience est prévue pour la fin de novembre, à Port Hope. Au départ, la demande de permis comprenait un amendement autorisant le travail avec des quantités supérieures d'uranium faiblement enrichi (UFE) pour permettre la fabrication commerciale des nouveaux faisceaux de combustible satisfaisant les exigences du réacteur de Bruce B. La CCSN a fait un nouvel examen de la demande de permis en vertu de la LCEE et elle a conclu, à l'encontre d'une décision antérieure, qu'une nouvelle EE de niveau examen était requise à l'appui de la modification du permis. Les audiences liées au renouvellement du permis se poursuivent en se fondant sur le renouvellement du permis existant. Nous prévoyons demander la modification du permis lorsque l'EE aura été approuvée. La CCSN verra à préciser l'envergure et le calendrier de l'EE.

A ce jour, dix-neuf nouveaux faisceaux de combustible à rayonnement de démonstration ont été fabriqués et sept autres restent à fabriquer. Six de ces faisceaux ont été mis en place dans les réacteurs de Bruce B.

Zircatec a collaboré étroitement avec l'usine de conversion en rapport avec plusieurs événements visant à améliorer les communications avec le public, notamment des séances d'information organisées en soirée et une grande exposition présentée lors de l'Exposition d'automne de Port Hope Fall.

PRODUCTION DE NUCLEOELECTRICITE

Ces résultats reflètent la nouvelle structure de partenariat constituée le 31 octobre 2005, à la suite de la division de l'actif du site de Bruce Power entre les exploitations de Bruce B (Bruce Power Limited Partnership ou BPLP) et les exploitations de Bruce A (Bruce Power A Limited Partnership ou BALP). A compter du 1er novembre 2005, la participation de Cameco de 31,6 % dans BPLP comprend les quatre réacteurs de Bruce B, mais ne comprend pas les réacteurs A.

Immédiatement à la suite de la restructuration, Cameco a entrepris de procéder à la consolidation proportionnelle de sa part des résultats financiers de BPLP. L'adoption de cette nouvelle méthode comptable a été incitée par les changements progressifs apportés à l'accord de partenariat, qui ont amené le contrôle mixte par les trois partenaires principaux. La consolidation proportionnelle est requise dans le cas des investissements dans des entités dont le contrôle est mixte. Pour les neuf premiers mois de 2006, nos résultats reflètent une exploitation à quatre réacteurs, qui est comptabilisée sur une base proportionnelle. Pour les neuf premiers mois de 2005, nos résultats financiers reflétaient une exploitation à six réacteurs, qui a été comptabilisée selon la méthode de consolidation.



Faits saillants

Bruce Power Limited Partnership
(base de 100 %) (1)
------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés Neuf mois terminés
le 30 sept. le 30 sept.
------------------------------------------------------------------------
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Production - en térawattheures
(TWh) 6,5 9,1 19,8 24,6
------------------------------------------------------------------------
Facteur de capacité (en %)(2) 92 88 94 80
------------------------------------------------------------------------
Prix réalisé ($ le MWh) 48 70 49 58
------------------------------------------------------------------------
Prix au comptant moyen de
l'électricité en Ontario
($ le MWh) 46 86 48 67
------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
------------------------------------------------------------------------
Revenu 312 635 964 1 431
------------------------------------------------------------------------
Frais d'exploitation (3) 206 310 577 944
Coûts liés à la trésorerie
- exploitation et entretien (4) 135 200 366 617
- combustible 17 21 48 58
- loyer supplémentaire (5) 28 41 85 124
Coûts hors trésorerie
(amortissement) 26 48 78 145
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant intérêt
et frais financiers 106 325 387 487
------------------------------------------------------------------------
Intérêts et frais financiers 12 18 35 52
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts 94 307 352 435
------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie
provenant de l'exploitation 194 300 433 511
------------------------------------------------------------------------
Dépenses d'immobilisations 32 87 65 240
------------------------------------------------------------------------
Frais d'exploitation ($ le MWh) 33 35 30 39
------------------------------------------------------------------------
Distributions 135 165 415 215
------------------------------------------------------------------------
(1) En 2006, BPLP comprend les quatre réacteurs B, alors qu'en 2005,
BPLP comprenait six réacteurs (quatre réacteurs B et deux réacteurs
A).
(2) Le facteur de capacité pour une période spécifique représente la
quantité d'électricité réellement produite aux fins de vente, par
rapport à la quantité d'électricité que les centrales peuvent
produire aux fins de vente, ce rapport étant exprimé en pourcentage.
(3) Déduction faite des récupérations de coûts, dont la plupart sont
liées aux coûts ordinaires récupérés de BALP.
(4) En raison de l'inclusion d'une récupération de 14 millions $
provenant de Bruce A au titre de loyer supplémentaire, la
comptabilisation du loyer supplémentaire au premier trimestre a été
surexprimée et les frais d'exploitation et d'entretien ont été sous-
exprimés (l'effet net sur les coûts est nul). Pour les neuf mois
terminés le 30 septembre 2006, les résultats du premier trimestre
ont été ajustés pour refléter le traitement adéquat.
(5) Le loyer supplémentaire est d'environ 28,3 millions $ par réacteur
en exploitation, pour 2006.


Au troisième trimestre de 2006, BPLP a généré des flux de trésorerie d'exploitation de 194 millions $, en regard de 300 millions $ au troisième trimestre de 2005. La baisse reflète un prix de vente réalisé moindre résultant de l'importante baisse du prix de l'électricité dans le marché au comptant. Au troisième trimestre de 2006, les dépenses d'immobilisations se sont chiffrées au total à 32 millions $, à comparer à 87 millions $ pour la période correspondante de 2005.

BPLB a également distribué 135 millions $ aux associés au troisième trimestre. La part de Cameco a été de 43 millions $. Les associés ont convenu que tous les flux de trésorerie excédentaires futurs seront distribués sur une base mensuelle et que des appels de fonds distincts seront faits pour les grands projets d'immobilisations.



Bénéfice de Cameco provenant de BPLP
------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés Neuf mois terminés
(en millions $) le 30 sept. le 30 sept.
------------------------------------------------------------------------
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice de BPLP avant impôts
(100 %) 94 307 352 435
------------------------------------------------------------------------
Part de Cameco du bénéfice avant
impôts, avant ajustements 30 97 111 137
------------------------------------------------------------------------
Ajustements propriétaires 1 - 4 4
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts provenant
de BPLP 31 97 115 141
------------------------------------------------------------------------


Troisième trimestre

Bénéfice avant impôts

Le bénéfice avant impôts de Cameco provenant de BPLP s'est chiffré à 31 millions $ au troisième trimestre, à comparer à 97 millions $ à la période correspondante de 2005. Cette baisse en 2006 est attribuable à la baisse du prix réalisé, compensée en partie par la baisse des frais d'exploitation.

Production

BPLP a réalisé un facteur de capacité de 92 % au troisième trimestre de 2006, en regard de 88 % à la période correspondante de 2005. Au troisième trimestre de 2006, les réacteurs de BPLP ont produit 6,5 TWh d'électricité, contre 9,1 TWh en 2005, ce qui comprenait la production provenant des deux réacteurs en exploitation de Bruce A tout au long du trimestre.

Voici maintenant des précisions sur les travaux d'entretien faits pour BPLP au cours du troisième trimestre de 2006.



Interruptions prévues
------------------------------------------------------------------------
Bruce B, réacteur 8 - La remise en exploitation du réacteur est prévue
au début de novembre, après l'interruption prévue,
qui a commencé le 9 septembre. Au cours de cette
interruption, le personnel doit remplacer les
pales de la turbine à basse pression, effectuer
des travaux d'entretien sur les générateurs à
vapeur du réacteur, inspecter les voies de
combustible et faire des travaux d'entretien
régulier sur d'autres systèmes et composants.
------------------------------------------------------------------------

Interruptions imprévues
------------------------------------------------------------------------
Bruce B, réacteur 5 - Remis en exploitation le 21 septembre à la suite
d'une interruption qui a commencé le 19 septembre
lorsqu'une interruption de la pression d'eau du
côté non nucléaire de la centrale a provoqué
l'interruption de la turbine.
------------------------------------------------------------------------


Au troisième trimestre de 2006, les réacteurs B ont été hors réseau durant 24 jours, ce qui comprend deux jours liés à des interruptions imprévues. Au troisième trimestre de 2005, les réacteurs B ont enregistré 32 jours d'entretien prévu et onze jours d'interruptions imprévues.

Prix

Au troisième trimestre de 2006, le revenu de BPLP lié à l'électricité a baissé à 312 millions $, depuis 635 millions $ à la période correspondante de 2005, en raison de la baisse de production provenant d'un site à quatre réacteurs et de la baisse des prix dans le marché au comptant.

Le prix de vente réalisé obtenu grâce à un ensemble de ventes à contrat et de ventes au comptant a été en moyenne de 48 $ le MWh pour le trimestre, en baisse depuis 70 $ le MWh au trimestre correspondant de 2005. Pour le trimestre, le prix de l'électricité dans le marché au comptant de l'Ontario a été en moyenne de 46 $ le MWh, à comparer à 86 $ le MWh au troisième trimestre de 2005. La baisse du prix au comptant enregistrée pour le trimestre est attribuable à la baisse de la demande attribuable au temps doux, à la baisse du prix du gaz naturel et du charbon et à l'amélioration du rendement des centrales nucléaires et des centrales alimentées au charbon.

Pour atténuer son exposition aux prix du marché au comptant, BPLP a un portefeuille de contrats de ventes à prix fermes. Au troisième trimestre de 2006, environ 53 pour cent de la production de BPLP a été vendue en vertu de contrats à prix fermes, en hausse depuis le niveau de 40 % enregistré pour la période correspondante de 2005.

Cameco fournit des garanties aux clients en vertu de ses contrats, jusqu'à concurrence de 91 millions $. Le 30 septembre 2006, l'exposition réelle de Cameco en vertu de ces garanties était de 10 millions $. En outre, Cameco a convenu de fournir des garanties jusqu'à concurrence de 133 millions $ à la CCSN et des garanties de 58 millions $ à Ontario Power Generation Inc. (OPG) à l'appui d'autres engagements de Bruce Power. De ces montants, des garanties de la Société étaient émises, de 24 millions $ à la CCSN, et de 58 millions $ à OPG, le 30 septembre 2006.

Coûts

Les frais d'exploitation, amortissement compris, ont été de 206 millions $ au troisième trimestre de 2006, à comparer à 310 millions $ pour la période correspondante de 2005. Environ 95 pour cent des frais d'exploitation de BPLP sont fixes. Comme tels, la plupart des coûts sont encourus que les installations soient en exploitation ou non. En termes de MWh, les frais d'exploitation au troisième trimestre de 2006 ont été de 33 $ le MWh, à comparer à 35 $ le MWh au troisième trimestre de 2005.

Exercice à ce jour

Bénéfice avant impôts

Pour les neuf mois terminés le 30 septembre 2006, le bénéfice avant impôts de BPLP a été de 352 millions $, en regard de 435 millions $ en 2005. Le nombre réduit de jours perdus attribuables aux interruptions prévues à ce jour en 2006, associé à la nette baisse des interruptions forcées, a contribué au relèvement important du facteur de capacité et à la baisse des frais d'exploitation du réacteur. Toutefois, la baisse du prix de l'électricité dans le marché au comptant a annulé ces gains.

Production

Pour les neuf premiers mois de l'exercice, les réacteurs de BPLP ont réalisé un facteur de capacité de 94 %, à comparer à 80 % à la période correspondante de l'exercice précédent. Ces réacteurs ont produit 19,8 TWh au cours des neuf premiers mois de 2006, contre 24,6 TWh à la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse résulte surtout de la perte de production provenant des réacteurs A, facteurs en partie compensés par l'accroissement de la production des réacteurs B.

Prix

Pour les neuf premiers mois de 2006, le revenu de l'électricité de BPLP a été au total de 964 millions $, en regard de 1 431 millions $ pour les neuf premiers mois de 2005. Au cours de la période, le prix réalisé par BPLP a été en moyenne de 49 $ le MWh pour un ensemble de ventes à contrat et de ventes au comptant, à comparer à 58 $ le MWh à la période correspondante de l'exercice précédent. Le prix au comptant de l'électricité en Ontario a été en moyenne d'environ 48 $ le MWh aux neuf premiers mois de l'exercice, en regard de 67 $ le MWh à l'exercice précédent.

Pour les neuf premiers mois de 2006, environ 50 pour cent de la production de BPLP a été vendue en vertu de contrats à prix fermes, à comparer à 47 % à la période correspondante de 2005.

Coûts

Pour les neuf premiers mois de 2006, les frais d'exploitation ont été de 577 millions $, en regard de 944 millions $ à la période correspondante de 2005. Cette baisse est attribuable surtout aux coûts d'un site à quatre réacteurs en 2006, par rapport au site à six réacteurs en 2005, et à la hausse des coûts associés aux interruptions prévues et forcées en 2005.

Perspectives associées à BPLP pour le quatrième trimestre de 2006

On prévoit que le bénéfice provenant de BPLP au quatrième trimestre sera de 10 % moins élevé que celui du troisième trimestre de 2006. Toutefois, les résultats demeurent sensibles au prix de l'électricité en Ontario et au rendement d'exploitation des réacteurs de BPLP.

Perspectives pour 2006 liées à BPLP

On prévoit qu'en 2006, les facteurs de capacité des réacteurs B seront en moyenne d'au moins 90 %, par rapport à 79 % en 2005. Après avoir investi beaucoup de fonds pour la remise en état des réacteurs B au cours des dernières années, nous prévoyons une baisse importante du temps et des dépenses consacrés aux programmes de remise en état en 2006, et une seule interruption est prévue. L'interruption prévue a commencé début septembre et le réacteur devrait être remis en exploitation début novembre.

Le bénéfice provenant de BPLP en 2006 devrait être de 15 % à 20 % moins élevé qu'en 2005, en raison surtout de la baisse prévue du prix de l'électricité, qui a été très élevé en 2005.

Les perspectives de bénéfice de BPLP pour le quatrième trimestre et pour 2006 supposent que les réacteurs B atteindront leur facteur de capacité ciblé et qu'il n'y aura pas de changement important pour ce qui regarde les estimations actuelles des coûts et des prix.

Analyse de sensibilité du prix de l'électricité

BPLP a vendu 13 TWh en vertu de contrats à prix fermes pour 2006. Ceci devrait représenter environ 50 pour cent de la production de Bruce B, au facteur de capacité prévu. Pour le reste de 2006, un changement de 1,00 $ le MWh du prix au comptant de l'électricité en Ontario modifierait le bénéfice après impôts de Cameco provenant de BPLP d'environ 1 million $.

OR

Cameco détient environ 53 pour cent de Centerra, qui est inscrite à la Bourse de Toronto (TSX). Centerra possède et exploite deux mines : Kumtor, située en République Kirghize, et Boroo, située en Mongolie.



Faits saillants d'ordre financier
------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés Neuf mois terminés
le 30 sept. le 30 sept.
------------------------------------------------------------------------
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Revenu (en millions $) 86 94 314 324
------------------------------------------------------------------------
Profit brut (en millions $) 10 23 90 85
------------------------------------------------------------------------
Profit brut % 12 24 29 26
------------------------------------------------------------------------
Prix réalisé ($ US l'once) 617 429 595 423
------------------------------------------------------------------------
Chiffre des ventes (onces) 124 000 178 000 464 000 624 000
------------------------------------------------------------------------
Production d'or (onces) (1) 126 000 194 000 444 000 621 000
------------------------------------------------------------------------
(1) Représente 100 % de la production provenant des mines Kumtor et
Boroo.


Résultats associés à l'or

Troisième trimestre

Au troisième trimestre de 2006, Cameco a comptabilisé le produit d'un règlement d'assurance de 15 millions $ (7 M $ déduction faite de l'impôt et de participations minoritaires), en rapport avec la défaillance de paroi d'exploitation à ciel ouvert survenue en 2002 à la mine d'or Kumtor. Pour les trois mois terminés le 30 septembre 2006, le revenu provenant de notre entreprise d'or a baissé de 8 millions $, et s'est chiffré à 86 millions $, par rapport au troisième trimestre de 2005, et la marge bénéficiaire brute a baissé à 12 %, depuis 24 %. La baisse du revenu est attribuable surtout à la baisse de la production à Kumtor par suite du mouvement de paroi d'exploitation à ciel ouvert survenu en juillet 2006, annulée en partie par la hausse du prix de l'or et par le léger accroissement de la production à Boroo. Le prix de l'or réalisé a progressé à 617 $ (US) l'once pour le trimestre, à comparer à 429 $ (US) l'once au troisième trimestre de 2005, en raison de la hausse du prix dans le marché au comptant.

La production de Kumtor a été de 53 000 onces, à comparer à 123 000 onces au troisième trimestre de 2005. Cette baisse est aussi attribuable à la teneur moindre du minerai d'alimentation de l'usine, qui a titré en moyenne 1,6 gramme la tonne (g/t) pour le trimestre, contre 3,4 g/t à la période correspondante de 2005.

La production à Boroo a été de 73 000 onces pour le trimestre, à comparer à 71 000 onces au troisième trimestre de 2005. La teneur moyenne du minerai d'alimentation de l'usine a été de 4,2 g/t, en regard de 4,1 g/t à la période correspondante de l'exercice précédent.

Exercice à ce jour

Pour les neuf premiers mois de 2006, le revenu provenant de notre entreprise d'or a baissé de 10 millions $ et s'est chiffré à 314 millions $, par rapport aux 324 millions $ de 2005, alors que la marge bénéficiaire brute a progressé à 29 %, depuis 26 %. Le fléchissement du revenu est attribuable à la baisse de production de Kumtor et de Boroo, qui a été en grande partie compensée par la hausse du prix de l'or. Le prix de l'or réalisé a progressé à 595 $ (US) l'once pour les neuf premiers mois, à comparer à 423 $ (US) l'once en 2005, en raison de la hausse des prix dans le marché au comptant.

La production de Kumtor pour les neuf mois a été de 241 000 onces, contre 403 000 onces en 2005. Cette baisse est attribuable au mouvement de paroi de l'exploitation à ciel ouvert survenu en juillet 2006 et à la baisse de la teneur du minerai d'alimentation de l'usine, qui a été en moyenne de 2,3 g/t pour la période, à comparer à 3,6 g/t à la période correspondante de 2005.

La production à Boroo a été de 203 000 onces pour les neuf mois, à comparer à 218 000 onces en 2005. La teneur moyenne du minerai d'alimentation de l'usine a été de 4,1 g/t, en regard de 4,4 g/t à la période correspondante de l'exercice précédent.

Mise à jour sur le marché de l'or

Le prix moyen de l'or dans le marché au comptant pour les neuf mois de 2006 a été de 601 $ (US) l'once, en hausse de 39 % par rapport aux 431 $ (US) l'once en 2005.

Perspectives relatives à l'or pour l'exercice 2006

A Kumtor, la production pour l'exercice complet de 2006 devrait être d'environ 300 000 onces d'or.

A Boroo, sur une base de 100 %, nous continuons de prévoir une production de 270 000 à 275 000 onces d'or en 2006.

Dans l'ensemble, nous prévoyons maintenant que la production en 2006 sera de 570 000 à 575 000 onces d'or.

Analyse de sensibilité du prix de l'or

Pour le reste de 2006, un changement de 25,00 $ (US) l'once du prix au comptant de l'or modifierait le revenu de Cameco d'environ 4 millions $ (CA), le flux de trésorerie d'environ 4 millions $ (CA) et le bénéfice net d'environ 2 millions $ (CA).

Mise à jour sur le contexte politique

République Kirghize

La situation politique en République Kirghize a continué d'évoluer au cours du troisième trimestre de 2006. Les partis d'opposition continuent d'exiger des réformes constitutionnelles et d'autres changements. Des manifestations contre le gouvernement sont prévues pour le 2 novembre 2006. Le gouvernement élabore un programme de développement économique à long terme qui pourrait comprendre des décisions d'ordre stratégique liées à la participation de JSC "Kyrgyzaltyn" dans Centerra.

La société Kumtor Gold Company poursuit des négociations visant la prochaine convention collective avec les dirigeants du syndicat ouvrier de Kumtor. La convention collective actuelle échoit le 31 décembre 2006. Ces négociations se poursuivent régulièrement et on ne prévoit pas à ce moment-ci d'interruptions de travail.

Centerra a signifié son intention de soumettre à l'arbitrage international deux différends avec le gouvernement; ces différends sont liés à des taxes relatives à l'utilisation des terres et à la tarification des salaires pour le travail à haute altitude. Centerra est d'avis que ceci ne se traduira vraisemblablement pas par une modification importante de sa situation financière.

Mongolie

Centerra poursuit actuellement des discussions avec le gouvernement de la Mongolie relativement à des amendements à son accord actuel de stabilité pour Boroo et à la négociation d'un accord de stabilité (appelé accord d'investissement dans la nouvelle loi sur les minéraux) en rapport avec son projet Gatsuurt. Ses négociations ont pour objet la conclusion d'accords définitifs qui assureront la stabilité à long terme continue pour Boroo et permettront le développement sans délai et la stabilité à long terme du projet Gatsuurt.

Mouvement de sol d'une paroi de la mine à ciel ouvert Kumtor

Un mouvement de sol de la paroi de l'exploitation à ciel ouvert s'est produit à la mine Kumtor le 13 juillet 2006, affectant une partie importante de la paroi nord-est. Le mouvement de sol n'a pas abaissé l'importance des réserves de la mine à ciel ouvert parce que les réserves demeurent circonscrites par la conception la plus récente du cycle d'exploitation utile de la mine à ciel ouvert.

Les roches tombées ont retardé l'accès au minerai de ce secteur de la mine, représentant environ 125 000 onces de production prévue pour 2006. Centerra a procédé à la reformulation du calendrier d'exploitation du gîte minéralisé et elle poursuivra l'exploitation de l'usine de traitement à pleine capacité. On prévoit que la production d'or à Kumtor en 2006 sera d'environ 300 000 onces. On prévoit que la production d'or en 2007 sera de 440 000 à 475 000 onces d'or.

NOUVELLES DE L'INDUSTRIE NUCLEAIRE POUR 2006

Canada

Bruce Power a présenté à la CCSN une demande de permis pour préparer son site en vue de la construction possible de nouveaux réacteurs. Dans le cadre de son analyse économique, Bruce Power verra à déterminer s'il est plus efficace de construire de nouveaux réacteurs que de procéder à la remise en état des quatre réacteurs actuels de B et d'un réacteur de A. Bruce Power étudiera aussi la possibilité de procéder tant à la remise en état des réacteurs existants qu'au relèvement de la capacité du site Bruce au moyen d'une troisième centrale.

Ontario Power Generation (OPG) a aussi présenté à la CCSN une demande de permis pour préparer son site Darlington en vue de la construction possible de nouveaux réacteurs. La CCSN étudiera la demande et décidera du niveau d'EE requis.

Etats-Unis

Le 26 juillet, la Chambre des Représentants des Etats-Unis a adopté une loi autorisant un accord d'énergie nucléaire civil avec l'Inde. La loi intitulée "US and India Nuclear Co-operation Promotion Act" a été adoptée par la très forte majorité de 359-68 voix. En mars, les Etats-Unis et l'Inde ont convenu que l'Inde placerait ses installations nucléaires civiles sous garanties internationales, en retour d'une coopération nucléaire civile entière avec les Etats-Unis et avec le Nuclear Suppliers Group (NSG), qui regroupe 45 pays. On s'attend à ce que le Sénat des Etats-Unis adopte une loi semblable en novembre.

Le 1er août, Entergy a présenté une demande à la Nuclear Regulatory Commission (NRC) visant le renouvellement du permis d'exploitation de sa centrale à réacteur unique FitzPatrick, à New York, pour une période additionnelle de vingt ans. Le réacteur à eau bouillante de 825 MWe est actuellement autorisé par son permis à poursuivre l'exploitation jusqu'à 2014. Le 15 septembre, PPL Susquehanna Inc a présenté à la NRC une demande visant le renouvellement pour vingt ans des permis d'exploitation de ses deux réacteurs à eau bouillante de 1 180 MWe situés en Pennsylvanie. Le permis actuel du réacteur 1 échoit en 2022, alors que celui du réacteur 2 échoit en 2024. Le 4 octobre, Wolf Creek Nuclear Operating Corporation a présenté à la NRC une demande de renouvellement du permis d'exploitation de son réacteur à eau sous pression, à simple unité, situé au Kansas. Le réacteur de 1 165 MWe fait actuellement l'objet d'un permis qui en autorise l'exploitation jusqu'à 2025. Des 103 réacteurs aux Etats-Unis, 44 ont fait l'objet de prolongements de leur cycle d'exploitation utile, et les exploitants de 34 réacteurs ont demandé des prolongements de cycle d'exploitation ou ont manifesté leur intention de ce faire.

Le 29 septembre, Exelon a informé la NRC qu'en raison d'une pointe prévue de la demande d'électricité et de l'absence d'émissions de gaz à effet de serre lié à l'énergie nucléaire, la Société sollicitera un permis mixte de construction et d'exploitation (permis COL : Construction and Operating Licence) en rapport avec une nouvelle centrale nucléaire possible au Texas, à un endroit qui reste à choisir. Exelon prévoit déposer en 2008 une demande de permis en rapport avec la centrale.

Le 31 août, TXU Corporation a annoncé qu'après la construction d'une nouvelle capacité alimentée au charbon de 9 100 MWe, elle pourrait bien construire deux nouveaux réacteurs nucléaires (le nombre de réacteurs pourrait même atteindre six) pour satisfaire la demande croissante du Texas et atténuer la vulnérabilité du service public liée à la hausse du prix du gaz. Deux réacteurs pourraient être ajoutés à la centrale Comanche Peak, et d'autres réacteurs pourraient être ajoutés à un autre site, ou à deux autres sites, dans la région, pour un total de 2 000 à 6 000 MWe, vers 2020. TXU prévoit déposer une demande de permis COL mixte auprès de la NRC vers la fin de 2008.

Le 15 août, Southern Nuclear Operating Company a présenté à la NRC une demande de permis préalable de site (permis ESP : Early Site Permit) en vue d'obtenir l'approbation préalable liée à la localisation de nouveaux réacteurs nucléaires à sa centrale Vogtle, située en Georgie. Southern a déjà annoncé son intention de déposer en 2008 une demande de permis COL mixte.

Aux Etats-Unis, quatorze entités procèdent à des demandes liées à un permis ESP ou à un permis COL mixte en rapport avec de nouvelles centrales nucléaires possibles. Actuellement, on envisage la possibilité de construire une trentaine de réacteurs.

En août, le Département de l'énergie des Etats-Unis (DOE : Department of Energy) a rencontré des participants à l'industrie nucléaire pour discuter du programme à long terme de DOE de ventes de stocks d'uranium. DOE a bien précisé qu'il aimerait vendre son stock de manière à ne pas perturber le marché et de manière à soutenir la renaissance de l'industrie nucléaire qui prend son essor, et le département sollicite les commentaires de l'industrie quant à la manière d'atteindre cet objectif. DOE a présenté un programme de ventes hypothétique de dix ans, comprenant notamment des ventes d'environ 5 millions de livres par année de 2006 à 2015, de 50 millions de livres d'équivalent d'U3O8, au total. Pour l'exercice à ce jour en 2006, DOE a vendu presque 3 millions de livres d'équivalent d'U3O8. Les stocks de DOE se présentent sous plusieurs formes et la plupart de ceux-ci nécessitent un traitement plus poussé avant de pouvoir être commercialisés. La couverture médiatique de l'industrie comportait un certain nombre de suggestions pour abaisser les stocks de DOE, notamment le prolongement de la période du moratoire sur le stock amassé par les Etats-Unis, depuis 2009 à 2013, comme dispositif d'arrêt pour les livraisons russes de HEU, ainsi que la mise en réserve de certains stocks à utiliser dans les coeurs de démarrage des nouveaux réacteurs américains.

Autres

British Energy a annoncé le retrait de l'exploitation de deux réacteurs, l'un à sa centrale nucléaire Hunterston B et l'autre à sa centrale nucléaire Hinkley Point B, en vue de procéder à des inspections précoces de fissure possible de tube de chaudière. La production des centrales Hunterston B et Hinkley B est actuellement abaissée et on procède actuellement à des préparatifs pour procéder à l'interruption des réacteurs aux fins d'inspection et des travaux de réparation nécessaires. La Société n'a pas précisé le moment de la remise en exploitation des deux réacteurs. Le permis actuel des deux réacteurs en prévoit l'exploitation jusqu'à 2011 et ceux-ci ont une capacité nette réunie de plus de 1 200 MWe. British Energy possède et exploite huit centrales nucléaires au Royaume-Uni, ayant une capacité nette réunie de plus de 9 600 MWe. Actuellement, une seule centrale sur les huit fonctionne normalement; les autres nécessitent des réparations et sont exploitées à une capacité réduite ou sont hors réseau.

En Suède, la coalition dirigée par les Conservateurs, qui a emporté l'élection nationale de septembre 2006, a annoncé qu'aucune décision politique ne sera prise en rapport avec l'élimination progressive du nucléaire au cours du mandat 2006-2010 du gouvernement. Le nouveau Premier ministre de la Suède, M. Fredrik Reinfeldt, a annoncé qu'aucune construction de nouveaux réacteurs ne sera prévue au cours de son mandat et que des permis d'exploitation ne seront pas émis pour les deux réacteurs de 600 MWe qui ont été mis hors réseau à la centrale Barseback. Toutefois, le gouvernement étudiera des demandes visant l'accroissement de la capacité nucléaire au moyen de relèvements de puissance majeurs. La Suède a actuellement dix réacteurs en exploitation, ayant une capacité de production brute de 9 200 MWe, qui fournissent environ 45 pour cent de l'électricité de la Suède.

Le gouvernement de l'Argentine a annoncé un plan stratégique de 5,3 milliards $ (US) pour le secteur de l'énergie nucléaire du pays. Le plan comporte l'achèvement du troisième réacteur du pays soumis à de longs délais et le prolongement du cycle d'exploitation des deux premiers réacteurs, qui sont en exploitation depuis 1974 et 1983. La reprise de l'exploitation minière de l'uranium et de son enrichissement fait également partie du plan. Environ 8 pour cent de l'électricité de l'Argentine provient actuellement du nucléaire.

La rencontre des leaders du G8 qui s'est tenue à St. Petersburg en juillet a insisté sur le développement de l'énergie nucléaire, qui constitue un volet important de la sécurité globale liée à l'énergie, tout en permettant concomitamment la diminution de la pollution de l'air nuisible et le relèvement du défi lié aux changements climatiques. Le G8 a réaffirmé l'objectif qu'il avait précisé dans son Plan d'action de 2004 du G8 lié à la non prolifération des armes nucléaires, pour permettre à tous les pays d'avoir un accès fiable à l'énergie nucléaire sur une base concurrentielle.

LIQUIDITES ET RESSOURCES EN CAPITAL

Voici maintenant les changements importants liés aux liquidités et aux ressources en capital survenus depuis le 30 juin 2006.

Durant cette période, Cameco a négocié 300 millions $ (US) de facilités de lettres de crédit, d'une durée de quatre ans, à l'appui de ses facilités d'emprunt de produits de réserve, et a annulé une facilité de lettres de crédit non utilisée de 5 millions $ (US). Cameco a aussi prolongé d'une année sa facilité de crédit renouvelable de 500 millions $, pour en reporter l'échéance au 30 novembre 2011.

Engagements commerciaux

Les engagements commerciaux au 30 septembre 2006 ont baissé de 7 % et se sont chiffrés à 299 millions $, depuis 320 millions $ le 30 juin 2006. Nos obligations de fournir des garanties financières à l'appui de BPLP ont diminué de 22 millions $, alors que les lettres de crédit de réserve ont augmenté de 1 million $, à la fin du trimestre. Le 30 septembre 2006, les engagements commerciaux comprenaient des lettres de crédit de réserve de 207 millions $ et des garanties financières pour BPLP de 92 millions $.

Cotes de solvabilité

Le tableau suivant présente les évaluations de tiers portant sur les effets de commerce, les titres de dette de premier rang et les débentures convertibles de Cameco, au 30 septembre 2006 :



------------------------------------------------------------------------
Titres DBRS S&P
------------------------------------------------------------------------
Effets de commerce R-1 (low) A-1 (low)(1)
------------------------------------------------------------------------
Débentures non garanties de premier
rang A (low) BBB+
------------------------------------------------------------------------
Débentures convertibles BBB (high) Non cotées
------------------------------------------------------------------------
(1) A-1 (low) est la cote de l'Échelle nationale canadienne, alors que
la cote de l'échelle générale est A-2.


Dette

En plus des flux de trésorerie provenant de l'exploitation, les emprunts permettent d'obtenir des liquidités. Cameco a une capacité d'emprunt suffisante pour répondre à ses besoins actuels et a accès à des lignes de crédit non garanties d'environ 740 millions $.

Des prêteurs commerciaux ont fourni une facilité de crédit renouvelable non garantie sur cinq ans de 500 millions $, accessible jusqu'au 30 novembre 2011. Par accord mutuel, la facilité peut être prolongée pour une année de plus. En plus des emprunts directs contractés en vertu de cette facilité, jusqu'à 100 millions $ peuvent être utilisés pour l'émission de lettres de crédit et, dans la mesure où c'est nécessaire, jusqu'à 400 millions $ peuvent être affectés afin de fournir des liquidités à l'appui du programme d'effets commerciaux de la Société. Cette facilité a un rang égal à tous les autres emprunts de premier rang de Cameco. Le 30 septembre 2006, aucun montant n'était dû en vertu de cette facilité de crédit.

Diverses institutions financières ont conclu des accords permettant de fournir à Cameco jusqu'à 240 millions $ environ sous forme d'emprunts à court terme et de lettres de crédit. Ces ententes servent surtout à satisfaire les exigences d'ordre réglementaire visant le dépôt de garanties financières en rapport avec le retrait éventuel de l'exploitation d'installations et la remise en état éventuelle de nos sites d'exploitation. Le 30 septembre 2006, les lettres de crédit en circulation se chiffraient à 207 millions $.

Cameco peut faire des emprunts directement auprès d'investisseurs en émettant des effets de commerce, jusqu'à concurrence de 400 millions $. Le 30 septembre 2006, aucun montant n'était dû en vertu du programme d'effets de commerce.

Facilités d'emprunt de produit

Cameco a négocié avec deux de ses clients des facilités d'emprunts de produits de réserve. Ces arrangements, qui ont été finalisés en juin et en juillet 2006, permettent à Cameco d'emprunter jusqu'à 5,6 millions de livres d'équivalents d'U3O8 durant la période de 2006 à 2008, avec remboursement en 2008 et en 2009. De cette matière, jusqu'à 1,4 million de kgU peut être emprunté sous forme d'UF6. En vertu des facilités d'emprunt, des honoraires (ou droits) de réserve variant de 0,5 % à 2,25 % doivent être versés en fonction de la valeur marchande des facilités, et l'intérêt doit être versé en fonction de la valeur marchande de tout montant utilisé, à des taux variant de 4,0 % à 5,0 %. Tout emprunt sera garanti par des lettres de crédit et doit être versé en nature.

Le revenu provenant des livraisons futures à ces contreparties (jusqu'à la limite des facilités d'emprunt) fera l'objet d'un report jusqu'à ce que les arrangements d'emprunt soient terminés, ou s'ils sont utilisés, jusqu'à ce que les emprunts soient remboursés et que cette partie de la facilité soit terminée.

La valeur marchande des facilités est fondée sur le prix marchand coté des produits le 30 septembre 2006 et elle était d'environ 324 millions $ (US). Le 31 octobre 2006, la Société n'avait pas de montants d'emprunt échu dans le cadre de ces facilités.

Renseignements supplémentaires

Il n'y a eu aucun changement important pour ce qui regarde les obligations contractuelles de Cameco depuis le 31 décembre 2005, ce qui comprend les versements exigibles pour les cinq prochaines années et par la suite. Pour obtenir des précisions sur ces obligations contractuelles, on se reportera à l'EAD, du Rapport annuel de 2005 de Cameco.

Pour obtenir des précisions sur les engagements et les réserves, se reporter à la note 14 des états financiers consolidés, portant la date du 30 septembre 2006.

DONNEES SUR LES ACTIONS EN CIRCULATION

Le 30 septembre 2006, il y avait 352,1 millions d'actions ordinaires et une action de classe B en circulation. En outre, il y avait 7,6 millions d'options d'achat d'actions en circulation, à des prix d'exercice variant entre 3,13 $ et 41,00 $ l'action. Cameco avait également des débentures convertibles d'un montant de 230 millions $ en circulation. Cette émission pourrait être convertie en un total de 21,2 millions d'actions ordinaires, au prix de conversion de 10,83 $ par action. Les débentures peuvent être rachetées par Cameco à compter du 1er octobre 2008 au prix de rachat au pair, auquel il faudra ajouter les intérêts courus. Au cours actuel de l'action, nous prévoyons que les porteurs actuels procéderont à la conversion en capitaux propres.

MISE EN GARDE RELATIVE AUX ENONCES PROSPECTIFS

Les énoncés contenus dans le présent EAD, qui ne sont pas des faits ou des données rétrospectives, sont des énoncés prospectifs; ils comportent des risques, des incertitudes et d'autres facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent sensiblement de ceux exprimés ou implicites dans ces énoncés prospectifs. Les facteurs susceptibles de causer de telles différences, sans toutefois se limiter au caractère général des éléments cités ci-dessous, comprennent les facteurs suivants : l'impact du chiffre des ventes de services de fabrication de combustible, d'uranium, de services de conversion d'électricité générée et d'or; la volatilité et la sensibilité aux prix marchands de l'uranium, des services de conversion, de l'électricité en Ontario et de l'or; la concurrence; l'impact de l'évolution des taux de change et les taux d'intérêt; l'imprécision des estimations liées au retrait de l'exploitation des installations, à la remise en état des terres, aux réserves et à la fiscalité; les risques associés à l'environnement et à la sécurité, notamment les charges réglementaires accrues et l'évacuation à long terme des résidus; les conditions géologiques ou hydrologiques imprévues; les conditions d'exploitation minière adverses; les risques politiques découlant de l'exploitation d'installations dans certains pays en développement; le terrorisme; le sabotage; la détérioration possible de l'appui politique à l'énergie nucléaire; les changements apportés aux politiques et aux règlements gouvernementaux, y compris les politiques et les lois régissant la fiscalité et le commerce; la demande d'énergie nucléaire; le remplacement de la production; l'échec à obtenir et à conserver les permis et les approbations nécessaires des autorités gouvernementales; les initiatives d'ordre législatif et réglementaire visant la déréglementation, la réglementation ou la restructuration de l'industrie des services d'électricité en Ontario; la réglementation des taux de l'électricité en Ontario; les phénomènes naturels, comprenant le mauvais temps, les incendies, les inondations, les envahissements souterrains, les tremblements de terre, les défaillances de parois d'exploitation et les effondrements de terrain; la capacité de maintenir et d'améliorer les relations de travail positives; les grèves ou les fermetures ("lock-out"); le rendement d'exploitation, la perturbation de l'exploitation et le cycle d'exploitation utile des installations de la Société et des clients; la baisse de la production d'électricité causée par le prolongement des interruptions prévues au-delà des périodes prévues ou encore par les interruptions imprévues; la réussite des projets de mise en valeur prévus; et les autres risques associés au développement et à l'exploitation.

Même si Cameco estime que les hypothèses inhérentes aux énoncés prospectifs sont raisonnables, on se gardera d'accorder trop d'importance à ces énoncés, qui ne s'appliquent qu'à compter de la date de la présente communication. Cameco nie toute intention ou obligation de mettre à jour ou de réviser tout énoncé prospectif, par suite d'information nouvelle, d'événements éventuels ou d'autres facteurs.



RENSEIGNEMENTS A L'INTENTION DES INVESTISSEURS

Actions Demandes de Agent de transfert
ordinaires renseignements CIBC Mellon Trust Company
CCO Cameco Corporation 320, rue Bay, C.P. 1
Bourse de 2121, 11ième Rue Ouest Toronto, Ontario
Toronto Saskatoon, Saskatchewan M5H 4A6
S7M 1J3
CCJ
Bourse de Téléphone: 306-956-6200 Téléphone : 800-387-0825
New York Télécopieur: 306-956-6318 (Amérique du Nord)
Site Internet: cameco.com Téléphone : 416-643-5500
Débentures (Hors de l'Amérique du Nord)
convertibles
CCO.DB
Bourse de
Toronto


Cameco Corporation
Faits saillants
(non vérifiés)

Trimestres terminés le Neuf mois terminés le
30 sept. 30 sept. 30 sept. 30 sept.
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Données financières
(en millions)
Revenu 363 $ 287 $ 1 322 $ 790 $
Bénéfice d'exploitation 69 14 302 66
Bénéfice net 71 78 337 136
Bénéfice net ajusté (i) 42 78 235 136
Flux de trésorerie fourni
par l'exploitation 79 148 405 186
Fonds de roulement (fin de la
période) 896 561
Dette nette par rapport
à la capitalisation 8 % 14 %

Par action ordinaire
Bénéfice net - avant dilution 0,20 $ 0,22 $ 0,96 $ 0,39 $
- après dilution, 0,19 0,21 0,91 0,38
- après dilution,
ajusté (i) 0,11 0,21 0,64 0,38
Dividende 0,04 0,03 0,12 0,09

Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires
payées en circulation
(en milliers) 351 629 348 532 350 904 347 504

Prix moyen au comptant de
l'uranium pour la période
(US$/lb) 50,83 $ 30,41 $ 44,40 $ 26,63 $

Chiffre des ventes
Uranium (en milliers de
lbs d'U3O8) 5 585 7 634 23 140 18 702
Conversion d'uranium (tU) 4 260 4 210 11 884 9 635
Or (onces troy) 124 000 178 000 464 000 624 000
Electricité (en TWh) 2,1 2,9 6,3 7,8

Nota: Les montants sont exprimés en dollars canadiens, sauf avis
contraire.


Trimestres terminés le Neuf mois terminés le
Production de Part de 30 sept. 30 sept. 30 sept. Sept
Cameco Cameco 2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Production
d'uranium
(en milliers
de lbs
d'U3O8)
McArthur River 69,8 % 3 927 3 932 9 873 10 421
Rabbit Lake 100,0 % 1 137 1 446 3 734 4 503
Crow Butte 100,0 % 176 199 543 631
Smith Ranch
Highland 100,0 % 659 325 1 426 945
------------------------------------------------------------------------
Total 5 899 5 902 15 576 16 500
------------------------------------------------------------------------

Conversion
d'uranium
(en tU) 100,0 % 3 373 2 382 9 153 8 575

Or (onces troy)
Kumtor 100,0 % 53 000 123 000 241 000 403 000
Boroo 100,0 % 73 000 71 000 203 000 218 000
------------------------------------------------------------------------
Total 126 000 194 000 444 000 621 000
------------------------------------------------------------------------

(i) Le bénéfice net pour la période de neuf mois terminée le 30
septembre 2006 a été ajusté de manière à exclure 73 millions $
(0,19 $ par action après dilution) de bénéfice net associé à la
récupération d'impôts attribuable aux modifications apportées à
la législation fiscale adoptées par les gouvernements fédéral et
provincial. Le bénéfice net pour le trimestre et pour les neuf mois
terminés le 30 septembre 2006 a été ajusté de manière à exclure
29 millions $ (0,08 $ par action après dilution) de bénéfice net
lié à un gain sur la vente de nos intérêts dans la coentreprise Fort
à la Corne. Le bénéfice net ajusté est une mesure non PCGR. Cameco
est d'avis que l'exclusion de ces postes permet une meilleure
comparaison des résultats financiers de la Société d'une période à
l'autre.


Cameco Corporation
Bilan consolidé
(non vérifié)
(en milliers)

Au Au
----------------------------
30 sept. 2006 31 déc. 2005
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Actif
Actif à court terme
Espèces et quasi-espèces 473 129 $ 623 193 $
Comptes-clients 190 700 340 498
Stocks 462 538 399 675
Approvisionnements et frais payés d'avance 184 861 152 790
Partie à court terme de créances à long terme,
investissements et autres 8 604 8 303
------------------------------------------------------------------------
1 319 832 1 524 459


Biens, usines et équipement 3 166 380 2 871 337
Créances à long terme, investissements et
autres 261 583 196 747
Fonds commercial (note 12) 172 410 180 232
------------------------------------------------------------------------
3 600 373 3 248 316
------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 4 920 205 $ 4 772 775 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Passif et capitaux propres
Éléments de passif à court terme
Comptes-fournisseurs et charges à payer 300 102 $ 350 399 $
Dividende à verser 14 084 10 487
Partie à court terme de la dette à long terme 7 584 156 699
Partie à court terme d'autres passifs 47 269 43 724
Impôts futurs 54 706 73 910
------------------------------------------------------------------------
423 745 635 219

Dette à long terme 698 071 702 109
Provision pour remise en état 170 798 167 568
Autres éléments de passif 189 148 98 609
Impôts futurs 385 455 444 942
------------------------------------------------------------------------
1 867 217 2 048 447


Participation minoritaire 380 070 360 697
Capitaux propres
Capital-actions 810 518 779 035
Surplus d'apport 530 278 523 300
Bénéfices non répartis 1 409 668 1 114 693
Conversion cumulée de devises étrangères (77 546) (53 397)
------------------------------------------------------------------------
2 672 918 2 363 631
------------------------------------------------------------------------
Total du passif et des capitaux propres 4 920 205 $ 4 772 775 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés


Cameco Corporation
État consolidé des résultats financiers
(non vérifiés)
(en milliers)

Trimestres terminés le Neuf mois terminés le
30 sept. 30 sept. 30 sept. 30 sept.
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Revenu provenant des
produits et services 363 122 $ 287 037 $ 1 322 459 $ 790 390 $
------------------------------------------------------------------------
Dépenses
Produits et services
vendus 247 849 178 478 795 626 472 933
Amortissement, épuisement
et remise en état 46 450 48 272 141 023 130 633
Administration 29 125 25 560 97 433 76 174
Exploration 18 674 16 126 43 467 39 788
Recherche et développement 556 554 1 883 1 924
Intérêts et autres
frais (note 5) 1 791 3 869 (6 284) 4 492
Gain sur la vente d'actifs
(note 6) (50 323) (133) (52 284) (1 448)
------------------------------------------------------------------------
294 122 272 726 1 020 864 724 496
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice provenant
de l'exploitation 69 000 14 311 301 595 65 894
Bénéfice provenant
de Bruce Power (note 2) - 97 091 - 140 548
Autres revenus (dépenses)
(note 7) 14 703 (3 698) 10 790 (3 382)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts et
participation minoritaire 83 703 107 704 312 385 203 060
Frais d'impôts
(récupération)
(note 8) 4 499 25 945 (60 303) 44 243
Participation minoritaire 8 179 3 994 35 546 22 329
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 71 025 $ 77 765 $ 337 142 $ 136 488 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice par action ordinaire
avant dilution (note 9) 0,20 $ 0,22 $ 0,96 $ 0,39 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice par action ordinaire
après dilution (note 9) 0,19 $ 0,21 $ 0,91 $ 0,38 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Cameco Corporation
États consolidés des bénéfices non répartis
(non vérifiés)
(en milliers)

Neuf mois terminés le
30 sept. 2006 30 sept. 2005
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Bénéfices non répartis, en début
de période 1 114 693 $ 938 809 $
Bénéfice net 337 142 136 488
Dividendes sur actions ordinaires (42 167) (31 259)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfices non répartis, en fin de période 1 409 668 $ 1 044 038 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés


Cameco Corporation
États consolidés des flux de trésorerie
(non vérifiés)
(en milliers)

Trimestres terminés le Neuf mois terminés le
30 sept. 30 sept. 30 sept. 30 sept.
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Activités liées à
l'exploitation
Bénéfice net 71 025 $ 77 765 $ 337 142 $ 136 488 $
Postes n'exigeant pas
(fournissant) un flux
de trésorerie:
Amortissement, épuisement et
remise en état 46 450 48 272 141 023 130 633
Provision pour impôts futurs
(note 8) (19 929) 17 015 (135 309) 19 985
Revenu reporté reconnu (13 854) (3 745) (39 656) (22 493)
Pertes non réalisées sur
instruments dérivés 3 413 2 949 698 5 551
Rémunération fondée
sur des actions
(note 10) 4 366 4 002 12 787 10 836
Gain sur la vente d'actifs
(note 6) (50 323) (133) (52 284) (1 448)
Bénéfice provenant de Bruce
Power (note 2) - (97 091) - (140 548)
Participation à la perte
(bénéfice) de sociétés
associées 664 (1 920) 4 576 (919)
Autres dépenses - 6 323 - 6 323
Participation minoritaire 8 179 3 994 35 546 22 329
Autres postes liés à
l'exploitation (note 13) 29 170 90 660 100 185 19 707
------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie fourni
par l'exploitation 79 161 148 091 404 708 186 444
------------------------------------------------------------------------

Activités liées aux
investissements
Acquisition d'actifs
d'entreprise nets,
déduction faite de
l'encaisse acquise - - (83 856) -
Ajouts aux biens, aux
usines et à l'équipement (111 652) (72 535) (310 983) (173 699)
Augmentation des créances
à long terme, des
investissements et autres (1 675) (963) (27 125) (5 389)
Produits de la vente de biens,
d'usines et d'équipement 44 783 42 46 358 1 225
------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie utilisé
pour les investissements (68 544) (73 456) (375 606) (177 863)
------------------------------------------------------------------------
Activités de financement
Remboursement de la dette (11 200) (320 597) (155 000) (166 233)
Financement à court terme - - - (14 544)
Émission de débentures,
déduction faite des frais
d'émission - 297 750 - 297 750
Émission d'actions 7 272 4 516 25 176 19 395
Dividendes (14 052) (10 451) (38 576) (29 507)
------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie fourni
par (utilisé pour)
le financement (17 980) (28 782) (168 400) 106 861
------------------------------------------------------------------------
Hausse (baisse) de l'encaisse
durant la période (7 363) 45 853 (139 298) 115 442
Évolution du taux de change
sur les soldes de trésorerie
de devises étrangères (205) (11 300) (10 766) (9 775)
Encaisse, en début
de période 480 697 260 646 623 19 189 532
------------------------------------------------------------------------
Encaisse, en fin de période 473 129 $ 295 199 $ 473 129 $ 295 199 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Renseignements supplémentaires
sur les flux de trésorerie
Intérêts versés 8 980 $ 7 250 $ 31 127 $ 20 812 $
Impôts payés 37 700 $ 5 625 $ 92 693 $ 40 024 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés

Cameco Corporation
Notes aux états financiers consolidés
(non vérifiés)


1. Politiques comptables

Les présents états financiers consolidés ont été préparés selon les principes comptables généralement reconnus (PCGR) au Canada et selon les mêmes principes comptables et méthodes d'application que pour les états financiers consolidés annuels les plus récents. Comme les états financiers intermédiaires n'incluent pas toutes les informations à fournir exigées par les PCGR, ils devraient être lus de concert avec les états financiers consolidés annuels de Cameco intégrés au rapport annuel de 2005. Certaines données correspondantes pour la période antérieure ont été regroupées de manière à correspondre à la présentation adoptée pour la période courante.

2. Bruce Power L.P. ("BPLP")

Cameco détient une participation de 31,6 % dans la société en commandite BPLP. Avant le 1er novembre 2005, Cameco comptabilisait sa participation dans BPLP à la valeur de consolidation. Depuis le 1er novembre 2005, Cameco procède à la consolidation proportionnelle de sa participation dans BPLP.

Garanties financières

A titre d'associé dans BPLP, Cameco a fourni les garanties financières suivantes, pour des périodes variées, qui vont jusqu'en 2018 :

(i) Garanties de permis à la Commission canadienne de sûreté nucléaire jusqu'à concurrence de 133 300 000 $. Le 30 septembre 2006, l'exposition réelle de Cameco en vertu de ces garanties était de 23 700 000 $.

(ii) Garanties à des clients dans le cadre de contrats de vente d'énergie, pouvant atteindre 90 700 000 $. Le 30 septembre 2006, l'exposition réelle de Cameco dans le cadre de ces garanties était de 10 000 000 $.

(iii) Versements de résiliation à Ontario Power Generation Inc., conformément au bail, de 58 300 000 $.

3. Dette à long terme

La juste valeur des débentures convertibles en circulation, fondée sur le cours des débentures le 30 septembre 2006, était d'environ 873 100 000 $.

Cameco a négocié avec deux de ses clients des facilités d'emprunts de produits de réserve. Les arrangements, finalisés en juin et en juillet de 2006, permettent à Cameco d'emprunter jusqu'à 5 560 000 livres d'équivalent d'U3O8 au cours de la période de 2006 à 2008, avec remboursement en 2008 et en 2009. De cette matière, jusqu'à 1 400 000 kilogrammes d'uranium peuvent être empruntés sous la forme d'UF6. Tout emprunt sera garanti par des lettres de crédit et doit être versé en nature. En vertu des facilités d'emprunt, des honoraires de réserve variant de 0,5 % à 2,25 % doivent être versés en fonction de la valeur marchande des facilités, et l'intérêt doit être versé en fonction de la valeur marchande de tout montant utilisé, à des taux variant de 4,0 % à 5,0 %.

Le revenu provenant des livraisons futures à ces contreparties (jusqu'à la limite des facilités d'emprunt) fera l'objet d'un report jusqu'à ce que les arrangements d'emprunt soient terminés.

La valeur marchande de ces facilités est fondée sur le prix marchand coté des produits le 30 septembre 2006, et elle était d'environ 324 000 000 $ (US). Le 30 septembre 2006, la Société n'avait pas de montants d'emprunt échu dans le cadre de ces facilités.

Au cours du trimestre, Cameco a mis en place 300 000 000 $ (US) de facilités de lettres de crédit pour un terme de quatre ans à l'appui de ses facilités d'emprunts de produits de réserve, et a annulé la facilité de lettres de crédit de 5 000 000 $ (US). Cameco a aussi prolongé d'un an sa facilité de crédit renouvelable de 500 000 000 $, laquelle sera accessible jusqu'au 30 novembre 2011.

4. Capital-actions

(a) Le 30 septembre 2006, il y avait 352 102 708 actions ordinaires en circulation.

(b) Des options associées à 7 582 817 actions sont en circulation en vertu du régime d'options d'achat d'actions et celles-ci peuvent être exercées jusqu'en 2015. Au moment de l'exercice de certaines options existantes, des options additionnelles à hauteur de 64 200 actions seraient attribuées. Pour le trimestre terminé le 30 septembre 2006, 795 125 options ont été exercées (en 2005 : 372 220). Pour les neuf mois terminés le 30 septembre 2006, 2 526 939 options ont été exercées (en 2005 : 2 655 440).



5. Intérêts et autres

------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés le Neuf mois terminés le
30 sept. 30 sept. 30 sept. 30 sept.
(en milliers) 2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Intérêt sur la dette
à long terme 10 377 $ 9 026 $ 33 552 $ 24 252 $
Autres frais d'intérêts
et charges de financement 1 601 353 2 436 1 201
Revenu d'intérêt (6 333) (2 366) (19 843) (5 513)
Pertes sur change
(gains) 444 627 274 (276)
Pertes sur
instruments dérivés 3 413 2 723 698 2 556
Intérêts capitalisés (7 711) (6 494) (23 401) (17 728)
------------------------------------------------------------------------
Net 1 791 $ 3 869 $ (6 284) $ 4 492 $
------------------------------------------------------------------------


6. Gain sur la vente d'actifs

------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés le Neuf mois terminés le
30 sept. 30 sept. 30 sept. 30 sept.
(en milliers) 2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Intérêt dans la
coentreprise
Fort à la Corne 44 782 $ - $ 44 782 $ - $
Droits de vote dans
la coentreprise
Fort à la Corne 5 889 - 5 889 -
Autres (348) 133 1 613 1 448
------------------------------------------------------------------------
Net 50 323 $ 133 $ 52 284 $ 1 448 $
------------------------------------------------------------------------


7. Autres revenus (Dépenses)

------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés le Neuf mois terminés le
30 sept. 30 sept. 30 sept. 30 sept.
(en milliers) 2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Participation à la perte
de sociétés associées (663) $ (4 403) $ (4 576) $ (5 404)$
Règlement d'assurance
(Kumtor) 15 366 - 15 366 -
Dividendes sur
portefeuille
d'investissements - 705 - 2 022
------------------------------------------------------------------------
Net 14 703 $ (3 698) $ 10 790 $ (3 382)$
------------------------------------------------------------------------


8. Frais d'impôts sur le bénéfice (récupération)

------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés le Neuf mois terminés le
30 sept. 30 sept. 30 sept. 30 sept.
(en milliers) 2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Impôts courants 24 428 $ 8 930 $ 75 006 $ 24 258 $
Impôts futurs (19 929) 17 015 (135 309) 19 985
------------------------------------------------------------------------
Frais d'impôts
(récupération) 4 499 $ 25 945 $ (60 303) $ 44 243 $
------------------------------------------------------------------------


Au deuxième trimestre, les gouvernements fédéral et provincial ont adopté des modifications à la législation fiscale courante, prévoyant la baisse des taux d'imposition des sociétés. L'effet réuni des modifications à la législation fiscale sur la charge d'impôt futur de Cameco a pris la forme d'une baisse de 73 000 000 $.

En outre, on a reçu confirmation de l'admissibilité aux fins de l'impôt de la surcharge provinciale sur les ressources imposée par la Saskatchewan pour les années antérieures à 1999. On a donc comptabilisé au deuxième trimestre une baisse de 12 000 000 $ au poste des impôts futurs. Au troisième trimestre, Cameco a pu comptabiliser une récupération additionnelle de 5 000 000 $.



9. Données sur les actions

------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés le Neuf mois terminés le
30 sept. 30 sept. 30 sept. 30 sept.
(en milliers) 2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Calcul du bénéfice par
action avant dilution
Bénéfice net 71 025 $ 77 765 $ 337 142 $ 136 488 $
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires
en circulation 351 629 348 532 350 904 347 504
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice par action
ordinaire avant dilution 0,20 $ 0,22 $ 0,96 $ 0,39 $
------------------------------------------------------------------------
Calcul du bénéfice par action
après dilution

Bénéfice net 71 025 $ 77 765 $ 337 142 $ 136 488 $
Effet dilutif des :
Débentures convertibles 2 241 2 101 6 724 6 268
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net, en supposant
une dilution 73 266 $ 79 866 $ 343 866 $ 142 756 $
------------------------------------------------------------------------
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires
en circulation 351 629 348 532 350 904 347 504
Effet dilutif des :
Débentures convertibles 21 209 21 228 21 209 21 228
Options d'achat d'actions 4 496 5 404 4 760 4 938
------------------------------------------------------------------------
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires en
circulation, en supposant
une dilution 377 334 375 164 376 873 373 670
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice par action
ordinaire, après dilution 0,19 $ 0,21 $ 0,91 $ 0,38 $
------------------------------------------------------------------------


10. Rémunération fondée sur des actions

Régime d'options d'achat d'actions


Cameco a établi un régime d'options d'achat d'actions permettant l'attribution d'options d'achat d'actions ordinaires aux administrateurs et à d'autres employés de Cameco. Les options sont acquises sur trois ans et échoient huit ans après la date d'attribution. Les options attribuées avant 1999 échoient dix ans après la date d'attribution de l'option.

Le nombre total d'actions ordinaires qui peuvent être émises conformément au régime d'options d'achat d'actions de Cameco, ne doit pas dépasser 43 017 198, et 22 139 973 actions de ce nombre ont été émises.

Cameco comptabilise la dépense de rémunération avec crédit compensateur au surplus d'apport pour refléter la juste valeur estimative des options d'achat d'actions attribuées aux employés. Pour le trimestre terminé le 30 septembre 2006, le montant comptabilisé a été de 4 366 000 $ (en 2005 : 4 002 000 $). Pour les neuf mois terminés le 30 septembre 2006, le montant comptabilisé a été de 12 787 000 $ (en 2005 : 10 836 000 $).



La juste valeur des options émises a été calculée en utilisant le modèle
de calcul du prix des options Black-Scholes et en retenant les
hypothèses suivantes:

------------------------------------------------------------------------
Neuf mois terminés le
30 sept. 30 sept
(en milliers) 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Nombre d'options attribuées 1 528 130 2 586 780
Prix d'exercice moyen 41,04 $ 27,00 $
Dividende prévu 0,16 $ 0,12 $
Volatilité prévue 35 % 34 %
Taux d'intérêt sans risque 4,0 % 3,5 %
Durée d'options prévue 4 ans 4 ans
Taux de déchéance prévu 15 % 15 %
Justes valeurs à la date d'attribution,
moyenne pondérée 13,19 $ 8,32 $
------------------------------------------------------------------------


11. Acquisition d'entreprise

A compter du 1er février 2006, Cameco a acquis une participation de 100 % dans Zircatec Precision Industries, Inc., au prix de 108 884 000 $. Zircatec a pour entreprise principale la fabrication de faisceaux de combustible nucléaire destinés à la vente aux sociétés qui produisent de l'électricité au moyen de réacteurs Candu. L'acquisition a été comptabilisée selon la méthode de l'achat pur et simple et les résultats d'exploitation sont inclus intégralement (à 100 %) dans les états financiers consolidés, à compter du 1er février 2006.

La ventilation du prix d'achat lié à cette acquisition n'est pas encore terminée et pourrait donc être modifiée. La ventilation préliminaire du prix d'achat, fondée sur les estimations de la direction, prend la forme suivante:



------------------------------------------------------------------------
(en milliers)
------------------------------------------------------------------------
Espèces et autres fonds de roulement 22 789 $
Biens, usines et équipement 106 860
Passif net (20 765)
------------------------------------------------------------------------
Actif net acquis 108 884 $
------------------------------------------------------------------------

Financé par:
Espèces 108 884 $
------------------------------------------------------------------------


12. Ecart d'acquisition

Cameco vérifie l'écart d'acquisition afin d'identifier la perte de valeur possible sur une base annuelle et à tout autre moment si un événement se produit ou si l'évolution des circonstances est susceptible d'entraîner une perte de la juste valeur du secteur isolable en deçà du montant comptable. Au troisième trimestre de 2006, Cameco a terminé la vérification de perte de valeur de l'écart d'acquisition pour tous les secteurs isolables. Les résultats de cette vérification indiquent qu'il n'y a pas perte de valeur.



13. États des flux de trésorerie

Autres postes d'exploitation

------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés le Neuf mois terminés le
30 sept. 30 sept. 30 sept. 30 sept.
(en milliers) 2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Stocks (78 073) $ (44 372) $ (98 391)$ (134 574)$
Comptes-clients 129 698 30 085 228 261 87 962
Comptes-fournisseurs et
charges courues (33 838) 55 082 (43 353) (8 260)
Distributions de Bruce Power - 52 140 - 67 940
Autres 11 383 (2 275) 13 668 6 639
------------------------------------------------------------------------
Total 29 170 $ 90 660 $ 100 185 $ 19 707 $
------------------------------------------------------------------------


14. Engagements et réserves

Voici maintenant les réclamations judiciaires importantes visant la Société et ses filiales.

(a) La filiale en propriété exclusive de Cameco, Power Resources Inc. ("PRI"), et deux tierces parties non apparentées ont fait l'objet d'une poursuite aux Etats-Unis, dans la Cour de district, du District de Wyoming, par la Mountain West Mines Inc. ("MWM"). MWM allègue que PRI et les autres défendeurs lui doivent des redevances sur l'uranium extrait du bassin hydrographique Powder, au Wyoming (lequel comprend les exploitations Highland et Smith Ranch). On réclame de PRI des redevances impayées auxquelles s'ajoutent des intérêts, ainsi qu'une redevance continue sur l'uranium provenant de ses exploitations dans le bassin hydrographique Powder, d'environ quatre pour cent du prix de vente. MWM a présenté un rapport d'expert soutenant que le montant des redevances impayées se chiffre à 6 690 755 $ (US) pour la période de 1993 à 2003 et que le montant des intérêts afférents est de 4 153 607 $ (US), le 7 janvier 2005. Le 29 avril 2005, une audience a été tenue en rapport avec la requête de MWM demandant le rejet de la Déclaration de la défense déposée par PRI et par d'autres défendeurs, et avec la requête concurrentielle présentée par PRI et par deux autres défendeurs visant le rejet de la plainte de MWM. Le Juge magistrat a remis un rapport au Juge président le 27 mai 2005 recommandant l'acceptation de la requête du défendeur visant le rejet de la plainte de MWM. Le Juge président a entériné le rapport du Juge magistrat et émis un jugement le 15 septembre 2005 rejetant la réclamation de MWM et attribuant les frais judiciaires au défendeur. L'exposé oral lié à l'appel a été entendu le 26 septembre 2006. Une décision sera rendue au cours des prochains mois.

Après avoir étudié les faits avec ses avocats, la direction est d'avis que PRI l'emportera et que cette poursuite n'aura pas d'effet financier important sur la situation financière, les résultats d'exploitation ou les liquidités de Cameco.

(b) Le 12 février 2004, Cameco, Cameco Bruce Holdings II Inc., BPC Generation Infrastructure Trust et TransCanada Pipelines Limited (ensemble, le "Consortium") ont envoyé une lettre à British Energy Limited et à British Energy International Holdings Limited (ensemble, "BE") demandant, notamment, une indemnisation pour bris de représentations et garanties précisés dans l'Accord cadre d'achat tel que modifié et reformulé du 14 février 2003. Le bris allégué est lié au fait que les générateurs à vapeur du réacteur 8 n'étaient pas "en bon état, en bon état de fonctionner, eu égard à leur utilisation prévue et à leur âge." Ce défaut a été découvert lors d'une interruption prévue effectuée juste après l'interruption. L'interruption prévue a dû être prolongée longtemps à cause de ce défaut. Le Consortium a demandé des dommages de 64 558 200 $, soit 79,8 % des dommages réellement encourus de 80 900 000 $, auxquels s'ajoute un montant non précisé pour tenir compte de la réduction du cycle d'exploitation utile des générateurs de vapeur. Une décision de procéder a été prise, et un avis officiel d'arbitrage sera probablement émis au dernier trimestre de l'exercice en cours.

En prévision de cette réclamation, BE a émis le 10 février 2006 et a ensuite signifié une déclaration de réclamation à Ontario Power Generation Inc. et à Bruce Power LP. Cette déclaration de réclamation demande des dommages pour tout montant dont BE sera tenue responsable, à verser au Consortium en rapport avec l'arbitrage lié au générateur de vapeur du réacteur 8, tel que décrit ci-dessus, dommages au montant de 500 000 000 $, auxquels s'ajoutent notamment les frais et les intérêts avant et après jugement. Cette poursuite est pendante en attendant d'autres développements en rapport avec l'arbitrage lié au générateur de vapeur du réacteur 8.

Après avoir étudié les faits avec ses avocats, la direction est d'avis que cette poursuite contre Bruce Power L.P. n'aura pas d'effet financier important sur la situation financière de Cameco , sur ses résultats d'exploitation et sur ses liquidités.

15. Evénement ultérieur

Le 22 octobre 2006, il y a eu venue d'eau importante au projet d'uranium Cigar Lake, situé dans le nord de la Saskatchewan. A cause de cette venue d'eau, le moment de la date estimative du démarrage a été modifié. On procède actuellement à l'élaboration de plans visant à corriger les problèmes causés à la mine Cigar Lake, à la lumière des révisions apportées au calendrier, aux estimations de coût et à l'effet sur les réserves, le cas échéant. L'effet sur les valeurs comptables des actifs affectés par l'inondation n'est pas encore connu mais il sera précisé au quatrième trimestre de 2006.



Cameco Corporation
Notes aux états financiers consolidés
(non vérifiés) (en milliers)

16. Information sectorielle

Pour le trimestre terminé le Services de
30 sept. 2006 Uranium combustible Électricité
------------------------------------------------------------------------

Revenu 135 562 $ 39 153 $ 102 358 $
Dépenses
Produits et services vendus 86 458 38 377 56 499
Amortissement, épuisement
et remise en état 21 911 3 687 10 754
Exploration 12 272 - -
Recherche et développement - 556 -
Autres dépenses (revenu) 656 - -
Perte (gain) sur la vente
d'actifs 349 - -
Dépenses non sectorielles
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts
et participation minoritaire 13 916 (3 467) 35 105
Frais d'impôt
Participation minoritaire
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Pour le trimestre terminé le Inter-
30 sept. 2006 Or sectoriel Total
------------------------------------------------------------------------

Revenu 85 528 $ 521 $ 363 122 $
Dépenses
Produits et services vendus 65 545 970 247 849
Amortissement, épuisement et
remise en état 10 164 (66) 46 450
Exploration 6 402 - 18 674
Recherche et développement - - 556
Autres dépenses (revenu) (15 366) - (14 710)
Perte (gain) sur la vente
d'actifs (1) - 348
Dépenses non sectorielles (19 748)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts
et participation minoritaire 18 784 (383) 83 703
Frais d'impôt sur le bénéfice 4 499
Participation minoritaire 8 179
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 71 025 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Pour le trimestre terminé le Services de (a)
30 sept. 2005 Uranium combustible Électricité
------------------------------------------------------------------------

Revenu 154 490 $ 39 035 $ 206 408 $
Dépenses
Produits et services vendus 92 575 32 219 84 687
Amortissement, épuisement et
remise en état 29 238 2 133 18 972
Exploration 7 825 - -
Recherche et développement - 554 -
Autres dépenses (revenus) (4 643) - 5 658
Gain sur la vente d'actifs (69) - -
Bénéfice provenant de Bruce Power
Dépenses non sectorielles
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts
et participation minoritaire 29 564 4 129 97 091
Frais d'impôt sur le bénéfice
Participation minoritaire
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Pour le trimestre terminé le (a)
30 sept. 2005 Or Ajustements Total
------------------------------------------------------------------------

Revenu 93 512 $ (206 408) $ 287 037 $
Dépenses
Produits et services vendus 53 684 (84 687) 178 478
Amortissement, épuisement
et remise en état 16 901 (18 972) 48 272
Exploration 8 301 - 16 126
Recherche et développement - - 554
Autres dépenses (revenus) - (5 658) (4 643)
Gain sur la vente d'actifs (64) - (133)
Bénéfice provenant de Bruce
Power (97 091) (97 091)
Dépenses non sectorielles 37 770
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts et
participation minoritaire 14 690 - 107 704
Frais d'impôts sur le bénéfice 25 945
Participation minoritaire 3 994
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 77 765 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

(a) Conformément à la présentation des données financières à des fins
administratives internes, la part relative (au pro rata) de Cameco
des résultats financiers de Bruce Power a été présentée comme
élément distinct. Conformément aux PCGR, cet investissement a été
comptabilisé à la valeur de consolidation dans ces états financiers
consolidés au 31 octobre 2005 et les revenus et les dépenses
associés précédant la restructuration sont supprimés dans la colonne
des ajustements.


Pour les neuf mois terminés Services de
30 sept. 2006 Uranium combustible Électricité
------------------------------------------------------------------------

Revenu 561 060 $ 140 548 $ 316 081 $
Dépenses
Produits et services vendus 333 759 116 964 157 574
Amortissement, épuisement et
remise en état 67 559 10 996 32 673
Exploration 24 548 - -
Recherche et développement - 1 883 -
Autres dépenses (revenus) 3 401 - -
Gain sur la vente d'actifs (296) - -
Dépenses non sectorielles
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts
et participation minoritaire 132 089 10 705 125 834
Récupération d'impôts
Participation minoritaire
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Pour les neuf mois terminés le Inter-
30 sept. 2006 Or sectoriel Total
------------------------------------------------------------------------

Revenu 314 339 $ (9 569) $ 1 322 459 $
Dépenses
Produits et services vendus 193 158 (5 829) 795 626
Amortissement, épuisement et
remise en état 31 058 (1 263) 141 023
Exploration 18 919 - 43 467
Recherche et développement - - 1 883
Autres dépenses (revenus) (15 366) - (11 965)
Gain sur la vente d'actifs (1 317) - (1 613)
Dépenses non sectorielles 41 653
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts
et participation minoritaire 87 887 (2 477) 312 385
Récupération d'impôts (60 303)
Participation minoritaire 35 546
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 337 142 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Pour les neuf mois terminés
le 30 sept. 2005 Services de (a)
Uranium combustible Électricité
------------------------------------------------------------------------
Revenu 371 582 $ 95 140 $ 469 187 $
Dépenses
Produits et services vendus 226 187 67 168 258 220
Amortissement, épuisement et
remise en état 66 153 5 502 56 642
Exploration 16 831 - -
Recherche et développement - 1 924 -
Autres dépenses (revenus) (5 618) - 13 777
Gain sur la vente d'actifs (197) (2) -
Bénéfice provenant de Bruce
Power
Dépenses non sectorielles
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts
et participation minoritaire 68 226 20 548 140 548
Frais d'impôts sur le bénéfice
Participation minoritaire

------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Pour les neuf mois terminés le (a)
30 sept. 2005 Or Ajustements Total
------------------------------------------------------------------------
Revenu 323 668 $ (469 187) $ 790 390 $
Dépenses
Produits et services vendus 179 578 (258 220) 472 933
Amortissement, épuisement et
remise en état 58 978 (56 642) 130 633
Exploration 22 957 - 39 788
Recherche et développement - - 1 924
Autres dépenses (revenus) - (13 777) (5 618)
Gain sur la vente d'actifs (1 249) - (1 448)
Bénéfice provenant de Bruce
Power (140 548) (140 548)
Dépenses non sectorielles 89 666
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts
et participation minoritaire 63 404 - 203 060
Frais d'impôt sur le bénéfice 44 243
Participation minoritaire 22 329
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 136 488 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

(a) Conformément à la présentation des données financières à des fins
administratives internes, la part relative (au pro rata) de Cameco
des résultats financiers de Bruce Power a été présentée comme
élément distinct. Conformément aux PCGR, cet investissement a été
comptabilisé à la valeur de consolidation dans ces états financiers
consolidés au 31 octobre 2005 et les revenus et les dépenses
associés précédant la restructuration sont supprimés dans la colonne
des ajustements.



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