SASKATOON, SASKATCHEWAN--(Marketwire - 12 nov. 2011) -
TOUS LES MONTANTS SONT INDIQUÉS EN CAN $ (SAUF AVIS CONTRAIRE)
-- les résultats du troisième trimestre sont en lien avec les prévisions - augmentation des ventes d'uranium et des prix réalisés -- un quatrième trimestre solide est attendu - plus d'un tiers des livraisons d'uranium de 2011 -- les ventes et les prévisions de revenus pour 2011 sont reconfirmées -- les prévisions 2011 de production d'uranium et de services de combustible en léger déclin -- une assise solide à long terme - des incertitudes attendues sur le marché à court/moyen terme
Cameco (TSX:CCO)(NYSE:CCJ) a présenté aujourd'hui ses résultats financiers et opérationnels consolidés pour le troisième trimestre clos le 30 septembre 2011 en conformité avec les Normes internationales d'information financière (IFRS).
" Cameco a réalisé un bon trimestre malgré les incertitudes dominant l'économie. Nous avons réalisé de meilleurs prix sur nos ventes d'uranium et obtenu des volumes plus élevés, ce qui a entraîné une hausse des gains ajustés, " a déclaré le président et chef de la direction Tim Gitzel. " Avec des engagements de vente de plus de 300 millions de livres, nous sommes toujours en position de fournir une performance financière solide tout en préparant nos actifs en vue de la croissance que nous anticipons dans l'industrie nucléaire.
Au cours du trimestre, nous avons pris plusieurs initiatives pour préparer notre stratégie visant à doubler la production annuelle d'uranium pour 2018 et à faire croître la valeur pour nos actionnaires. Nous avons signé un protocole d'accord (MOA) avec notre partenaire Inkai afin d'accroître la production totale à 5,2 millions de livres annuelles. Nous avons aussi signé un protocole d'entente (MOU) non contraignant pour exploiter tous les minerais de Cigar Lake à lusine de concentration de McClean Lake, ce qui devrait entraîner une réduction significative des coûts d'exploitation.
Nous croyons à la solidité de l'industrie nucléaire à long terme et continuerons à appliquer notre stratégie rigoureusement pour garantir que nous saurons répondre de façon appropriée à l'évolution des conditions de marché. "
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Faits marquants
(en millions de $
à l'exception des Trois mois clos le Neuf mois clos le
montants par action) 30 septembre 30 septembre
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2011 2010 évolution 2011 2010 évolution
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Recettes 527 419 26 % 1 407 1 450 (3) %
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Gains nets 39 98 (60) % 186 311 (40) %
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$ par action
ordinaire de
base 0,10 0,25 (60) % 0,47 0,79 (41) %
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$ par action
ordinaire diluée 0,10 0,25 (60) % 0,47 0,79 (41) %
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Gains nets
ajustés par action
(voir mesure
non IFRS) 104 80 30 % 259 307 (16) %
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$ par action
ordinaire
(ajustée et
diluée) 0,26 0,20 30 % 0,66 0,78 (15) %
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Liquidité provenant
des activités
(après modification
du fonds
de roulement) 190 (5) 3900 % 477 412 16 %
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Transition vers les IFRS
Depuis le 1er janvier 2011, nous avons adopté les IFRS pour les entreprises canadiennes ayant une obligation publique de rendre des comptes. Nos résultats financiers consolidés résumés non vérifiés pour le trimestre se clôturant au 30 septembre 2011 (résultats financiers intermédiaires) ont été préparé selon les IFRS. Le 1er janvier 2011, nous avons adopté les IFRS destinées aux entreprises canadiennes ayant une obligation publique de rendre des comptes. Nos états financiers consolidés condensés non révisés pour le trimestre clos le 30 septembre 2011 (états financiers intermédiaires) ont été comptabilisés selon les IFRS. Les montants relatifs à l'exercice clos le 31 décembre 2010 inscrits dans ce document, nos états financiers intermédiaires ainsi que les discussions et les analyses de la direction (Rapport de gestion du second trimestre) ont été rajustés afin d'être conformes aux IFRS. Des renseignements au sujet des différences les plus notables entre les méthodes comptables figurent à la note 3 de nos états financiers intermédiaires.
Troisième trimestre
Les gains nets attribuables à nos actionnaires (gains nets) étaient ce trimestre de 39 millions de dollars (0,10 $ par action diluée), contre 98 millions de dollars (0,25 $ par action diluée) au troisième trimestre 2010. La baisse de ce trimestre résulte principalement de pertes sur les produits dérivés des taux de change, qui avaient donné lieu à des gains en 2010, partiellement compensées par des taxes salariales plus basses et l'élément précisé ci-dessous. Le dollar canadien a perdu de la valeur au troisième trimestre 2011 par rapport au dollar américain, alors qu'il s'était renforcé au troisième trimestre 2010.
Sur une base ajustée, nos gains pour ce trimestre étaient de 104 millions de dollars (0,26 $ par action diluée) contre 80 millions de dollars (0,20 $ par action diluée)(voir la mesure non-IFRS) au troisième trimestre 2010, ce qui est principalement attribuable à :
-- des gains plus élevés dans le secteur de l'uranium grâce à des volumes de vente et des prix réalisés plus élevés, partiellement compensée par une augmentation du coût moyen du produit vendu
Voir les résultats financiers par segment pour plus de détails.
Neufs premiers mois
Les gains nets pour les neuf premiers mois de l'année ont été de 186 millions de dollars (0,47 $ par action diluée) contre 311 millions de dollars (0,79 $ par action diluée) pour les neuf premiers mois de 2010. Cette baisse résulte principalement des éléments notés ci-dessous ainsi que des pertes sur les produits dérivés des taux de change, qui avaient donné lieu à des gains en 2010, partiellement compensées par une baisse des taxes salariales.
Sur une base ajustée, nos gains pour les neuf premiers mois de l'année étaient de 259 millions de dollars (0,66 $ par action diluée) contre 307 millions de dollars (0,78 $ par action diluée)(voir la mesure non-IFRS), ce qui est principalement attribuable à :
-- Des gains plus faibles dans le secteur de l'électricité en raison de prix réalisés plus bas, de coûts plus élevés et d'un déclin des ventes -- des gains plus faibles dans le secteur de l'uranium en raison d'une augmentation du coût moyen du produit vendu et d'un niveau de vente plus faibles, partiellement compensés par une augmentation du prix réalisé. -- Des gains plus faibles dans le secteur des services de combustible en raison d'une augmentation du coût moyen du produit vendu et d'une baisse des prix réalisés.
Voir les résultats financiers par segment pour plus de détails.
Perspectives pour 2011
Au cours des prochaines années, nous prévoyons d'investir significativement pour l'augmentation de la production dans les mines existantes et l'avancement de projets pour satisfaire notre stratégie de croissance. Les projets sont actuellement à des stades divers de développement, de l'exploration et l'évaluation à la construction.
Nous prévoyons que notre solde de trésorerie et nos flux de trésorerie liés à l'exploitation couvriront nos besoins anticipés pour les prochaines années, sans avoir recours à des financements additionnels significatifs. Les soldes de trésorerie déclineront lorsque nous utiliserons nos fonds pour investir et poursuivre ainsi nos plans de croissance.
Notre perspective pour 2011 tient compte des dépenses nécessaires pour nous aider à réussir notre stratégie. Nos perspectives de production d'uranium, d'exploration, de production des services de combustible, de coûts administratifs directs et de dépenses en capital ont été modifiées par rapport aux perspectives indiquées dans notre rapport de gestion du second trimestre. Nous présentons les modifications ci-dessous. Tous les autres éléments du tableau demeurent identiques. Nous n'incluons pas de perspectives pour les éléments du tableau renseignés avec un tiret.
Voir les résultats financiers par segment pour plus de détails.
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Consolidés Uranium Services Électricité
de combustibles
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Production - 21,7 million 14 à 15 -
millions kgU
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Volumes des ventes - 31 à 33 Hausse 10 % -
millions lb à 15 %
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Fact. de capacité - - - 87 %
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Recettes comparées Hausse Hausse Hausse Baisse
à 2010 5 % à 10 % 10 % à 5 % à 10 % 10 % à 15 %
15 %(1)
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Coût unitaire de - Hausse Hausse Hausse
production des 0 % à 5 %(2) 5 % à 10 % 10 % à 15 %
produits vendus
(incluant DDR)
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Coûts d'admin. Hausse - - -
directs comparés 10 % to 15 %
à 2010(3)
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Coûts d'exploration - Hausse - -
comparés à 2010 0 % à 5 %
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Taux d'imposition Reprise de - - -
0 % to 5 %
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Dépenses en capital 575 - - 80 millions $
millions $(4)
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(1) Fondé sur un prix au comptant de l'uranium de 52 $ US par livre (prix au comptant de Ux au 31 octobre 2011), un indicateur de prix à long terme de 63 $ US par livre (l'indicateur à long terme de Ux au 31 octobre 2011) et sur un taux de change de 1 $ US pour 1 $ CAN.
(2) Cette hausse se fonde sur le coût unitaire de production des produits vendus. Tout achat facultatif supplémentaire en 2011 peut entraîner une hausse supérieure du coût unitaire de production global des produits vendus.
(3) Les coûts d'administration directs n'incluent pas les dépenses associées aux rémunérations en actions.
(4) N'inclut pas notre part de dépenses en capital à BPLP.
Nos clients choisissent à quels moments dans l'année ils veulent recevoir leurs livraisons d'uranium et de produits et services en matière de combustible, de sorte que nos schémas de livraison, et de ce fait nos volumes de ventes ainsi que nos recettes, puissent varier significativement. Une livraison prévue au troisième trimestre a été décalée au quatrième trimestre. Nous prévoyons maintenant que les livraisons du quatrième trimestre représenteront plus d'un tiers des volumes de ventes de 2011.
Nous estimons maintenant que la production d'uranium atteindra 21,7 millions de livres cette année comparée à notre prévision précédente de 21,9 millions de livres. Cette baisse est due à une production plus faible que prévu dans nos opérations Inkai et aux États-Unis, partiellement compensée par une production plus élevée que prévu sur les sites McArthur River/Key Lake. Veuillez vous référer à nos prévisions de production d'uranium dans le rapport de gestion pour le troisième trimestre pour plus d'informations.
Nous estimons maintenant que les coûts d'exploration devraient augmenter de 0 à 5 % par rapport à 2010 (baisse initialement prévue de 5 à 10 %) en raison de l'augmentation des activités d'évaluation à Kintyre.
Du fait des conditions de marché actuellement défavorable pour la conversion UF6, nous réduisons la production pour cette année. Nous estimons maintenant que nos services de combustibles produiront entre 14 et 15 millions kgU cette année (précédemment estimé de 15 à 16 millions kgU)
Nous avons réduit l'envergure de certaines de nos activités de développement et estimons maintenant que nos coûts administratifs directs devraient augmenter de 10 à 15 % par rapport à 2010 (augmentation précédemment prévue de 15 à 20 %)
Nos dépenses en capital devraient atteindre environ 575 millions de dollars en 2011, par rapport à une estimation précédente de 590 millions de dollars, en raison de modifications dans la planification de certains projets. Nous estimons que cette réduction sur 2011 n'aura pas de conséquences sur nos projets de doubler la production annuelle d'uranium pour atteindre 40 millions de livres en 2018.
Analyse de sensibilité
Pour le reste de 2011:
-- une variation de 5 $ US par livre du prix au comptant Ux (52 $ US par livre au 31 octobre 2011) et de l'indicateur de prix à long terme Ux (63 $ US) par livre au 31 octobre 2011) modifierait le total des recettes de 13 millions $ et les gains nets de 9 millions $ -- une variation de 5 $/MWh du prix au comptant de l'électricité ne modifierait pas nos gains nets dans la mesure où les gains selon les contrats financiers de BPLP ont été figés pour 2011 et basés sur l'hypothèse que le prix au comptant restera inférieur au prix plancher de 50,18 $/MWh fournis dans le cadre de l'accord BPLP avec la Ontario Power Authority (OPA). -- une variation d'un centime de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain modifierait les recettes de 7 millions $ et les gains nets ajustés, de 3 millions $. Cette sensibilité se base sur un taux de change de 1 $ US contre 1 $ CAN.
Dette
Nous utilisons de la dette pour apporter des liquidités additionnelles. Nous avons une capacité d'emprunt suffisante avec des lignes de crédit non garanti totalisant environ 1,2 milliards de dollars au 30 septembre 2011, niveau identique au 30 juin 2011. Au 30 septembre 2011, nous avions approximativement 606 millions de dollars de lettres de crédit en attente.
Au 1er novembre 2011 :
-- nous avons annulé nos facilités de crédit renouvelable non garanti de 100 millions de dollars qui arrivaient à échéance le 4 février 2012 - nous avons modifié et prolongé le terme de nos facilités de crédit renouvelable non garanti de 500 millions de dollars qui arrivaient à échéance le 30 novembre 2012. Ces facilités de crédit ont été augmentées à 1,25 milliards de dollars et arrivent maintenant à échéance le 1er novembre 2016.Chaque année à date anniversaire, et sur accord mutuel, ces facilités peuvent être étendues pour une année supplémentaire. En plus d'avoir emprunté directement par cet intermédiaire, nous pouvons en extraire jusqu'à 100 millions de dollars pour émettre des lettres de crédit et nous pourrions l'utiliser pour apporter des liquidités à notre programme de papier commercial, si nécessaire. Nous pourrions occasionnellement augmenter les facilités de crédit renouvelable au-delà de 1,25 milliards de dollars, par tranches minimum de 50 millions de dollars, jusqu'à un total de 1,75 milliards de dollars. Ces facilités se situent au même niveau que toutes nos autres créances prioritaires. Au 4 novembre 2011, il ne restait aucun impayé pour ces facilités.
Avec ces modifications, nos lignes de crédit non garanti totalisent environ 1,9 milliards de dollars au 4 novembre 2011.
Gains nets ajustés (mesure non-IFRS)
Les gains nets ajustés constituent une mesure sans signification normalisée selon les IFRS (mesure non-IFRS). Nous utilisons toutefois cette mesure car elle représente un moyen plus significatif pour comparer notre rendement financier d'une période à l'autre. Ils représentent nos gains nets ajustés afin de mieux refléter le rendement financier sous-jacent pour la période de déclaration. La mesure des gains ajustés reflète la correspondance entre les gains nets provenant de notre programme de comptabilité de couverture et les entrées de devises étrangères pour la période de déclaration applicable.
Les gains nets ajustés constituent une information supplémentaire non normalisée, et non un substitut aux renseignements financiers comptabilisés en fonction de normes comptables. D'autres entreprises peuvent calculer cette mesure différemment. Le tableau ci-dessous établit une correspondance entre gains nets ajustés et gains nets.
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(millions $) Trois mois clos le Neuf mois clos le
30 septembre 30 septembre
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2011 2010 2011 2010
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Gains nets 39 98 186 311
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Ajustements sur les dérivés
(après impôts)(1) 65 (18) 73 (4)
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Gains nets ajustés 104 80 259 307
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(1) En 2008, nous avons opté pour l'abandon de la comptabilité de couverture en ce qui concerne notre portefeuille de contrats de change à terme. Depuis, nous ajustons nos gains et nos pertes en fonction des dérivés comptabilisés selon les IFRS afin de déterminer à combien se seraient élevés nos gains si nous avions continué d'appliquer la comptabilité de couverture.
? noter ce trimestre
Le 30 août 2011, nous avons fait une offre d'achat au comptant pour acquérir toutes les actions en circulation de Hathor Exploration Limited (Hathor) au prix de 3,75 dollars par action dans une transaction qui valoriserait le capital social entièrement dilué de Hathor à environ 520 millions de dollars. (1)
(1) capital social entièrement dilué estimé à environ 139 millions d'actions, selon le rapport public de Hathor.
Le 19 octobre 2011, Hathor annonçait le lancement d'un accord avec Rio Tinto selon lequel Rio Tinto ferait une offre pour toutes les actions ordinaires de Hathor. Rio Tinto a par la suite fait son offre.
Nous étudions l'annonce de Hathor et l'offre de Rio Tinto. Le 31 octobre 2011, nous avons annoncé la prolongation de la date d'expiration de notre offre au 14 novembre 2011.
Mise à jour concernant le marché de l'uranium
Le marché de l'uranium au cours du troisième trimestre peut être qualifié d'incertain. Nous estimons que cette incertitude continuera à court et moyen terme alors que l'industrie tente toujours de déterminer dans quelle mesure la demande présente et à venir sera influencée par l'incident nucléaire en mars au Japon. Les principaux moteurs de l'incertitude concernent des inquiétudes à propos de stocks d'uranium en excès en Allemagne et au Japon, et dans quelle mesure les reports et/ou les annulations des contrats de vente introduiront des volumes additionnels sur le marché.
L'Allemagne, qui possède 17 réacteurs nucléaires et représente 5 % de la capacité globale de génération, a décidé de revenir à sa précédente politique de retrait. Actuellement, huit de ses réacteurs (représentant environ 2 % de la capacité globale de génération) sont fermés; nous ne prévoyons pas le redémarrage de ces réacteurs. L'Allemagne a indiqué un plan de fermeture de ses neuf réacteurs restants pour 2022.
Au Japon, 11 des 54 réacteurs nucléaires sont actuellement en service. De nombreux réacteurs actuellement arrêtés n'ont pas été touchés par le tremblement de terre et le tsunami de mars; toutefois, ils nécessitent des approbations légales et politiques avant de pouvoir redémarrer (quatre des unités de Fukushima-Daiichi sont définitivement arrêtées).
Ces approbations risquent d'être retardées en raison de la diminution du soutien des habitants pour le nucléaire au Japon. Toutefois, des progrès ont été faits. En outre, le gouvernement local a approuvé le redémarrage du premier réacteur nucléaire depuis mars - le réacteur Tomari 3 de Hokkaido.
En dépit de l'incertitude à court et moyen terme, nous continuons d'envisager un profil de croissance prometteur et très soutenu pour l'industrie nucléaire à long terme. Les pays du monde entier, à de très faibles exceptions près, ont reconfirmé leur engagement pour l'énergie nucléaire. La Chine, l'Inde, la France, la Russie, la Corée du Sud, le Royaume-Uni, le Canada, les États-Unis et presque tous les autres pays détenteurs d'un programme nucléaire maintiennent ce dernier comme une composante de leur plan énergétique.
D'autres pays qui n'utilisaient pas le nucléaire auparavant continuent à progresser dans leurs programmes de construction de réacteurs, ou à considérer d'ajouter le nucléaire dans leurs programmes énergétiques futurs. Par exemple, les Émirats Arabes Unis maintiennent leur objectif d'installer une capacité nucléaire de 5,6 Gigawatts pour 2020 et commencent à sécuriser le combustible pour ses réacteurs. L'Arabie Saoudite, où la demande énergétique a augmenté de 7 à 8 % par an, a annoncé son projet de construire 16 réacteurs pour 2030.
Nous occupons une position confortable dans la mesure où nous sommes détenteurs d'engagements de vente à long terme jusqu'à 2016. Avec plus de 300 millions de livres d'uranium sous contrat, nous estimons avoir un solide apport de revenus réguliers pour les années à venir, même dans le cas où les prix du marché de l'uranium déclineraient. Avec un objectif de 40 % de contrats à prix fixe et 60 % liés au marché, notre portefeuille est conçu pour nous apporter un effet de levier aux cas où les prix de l'uranium augmenteraient, et nous protéger en cas de baisse.
Avertissement au sujet des informations prospectives relatives à l'incident nucléaire au Japon en mars 2011
Les réflexions sur l'effet attendu de l'incident nucléaire de mars 2011 au Japon, incluant ses impacts potentiels sur la demande globale future en uranium et sur le nombre de réacteurs actifs, constituent des informations prospectives basées sur des hypothèses et sujettes aux risques matériels mentionnés dans le chapitre " Avertissement au sujet des informations prospectives. "
Résultats financiers par segments :
Uranium
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Faits marquants Trois mois clos le Neuf mois clos le
30 septembre 30 septembre
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2011 2010 évolution 2011 2010 évolution
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Volume de
production
(millions lb) 5,3 5,6 (5) % 15,8 16,5 (4) %
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Volumes des ventes
(millions lb) 7,2 5,6 29 % 19,1 20,5 (7) %
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Prix moyen
au comptant
(USD/lb) 51,04 45,83 11 % 57,89 43,01 35 %
Prix moyen
réalisé
(USD/lb) 47,33 40,63 16 % 47,06 41,46 14 %
(CAD/lb) 45,97 43,01 7 % 46,36 43,90 6 %
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Coût des ventes
(CAD/lb)
(y compris
DDR) 27,59 23,61 17 % 29,68 27,20 9 %
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Recettes (en
millions $) 332 240 38 % 885 901 (2) %
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Profit brut
(en millions $) 133 108 23 % 319 343 (7) %
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Profit brut
(%) 40 45 (11) % 36 38 (5) %
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Troisième trimestre
Les volumes de production de ce trimestre ont été 5 % inférieurs à ceux du troisième trimestre 2010, principalement en raison de la baisse de production des sites Smith Ranch-Highland and Inkai. Voir la mise à jour des projets Opérations et développements pour plus d'informations.
Les recettes en uranium de ce trimestre ont augmenté de 38 % par rapport à 2010, en raison d'une augmentation de 29 % des volumes de vente et de 7 % du prix de vente réalisé en dollars canadiens.
Nos prix réalisés ce trimestre ont été plus élevés qu'au troisième trimestre de 2010, en raison de prix en dollars américains plus élevés sur des contrats liés au marché, partiellement compensés par un taux de change moins favorable. Au troisième trimestre 2011, notre taux de change international réalisé était de 0,97 $ par rapport à 1,06 $ l'année précédente.
Le coût total des ventes monétaires (hormis DDR) a augmenté de 68 % (165 millions $ contre 98 millions $ en 2010). Ceci principalement en raison des points suivants :
-- l'augmentation de 29 % des volumes de vente -- les coûts moyens unitaires de l'uranium produit ont été de 32 % plus élevés en grande partie en raison des coûts fixes payés à AREVA liés à l'usine de concentration de McClean Lake. De même, les redevances de 2011 ont été plus élevées en raison du plus grand nombre de livraisons de matériel produit et de prix réalisés supérieurs. -- Les coûts moyens unitaires de l'uranium acheté ont été 21 % plus élevés en raison de l'augmentation des achats au prix du cours.
L'effet net a été une augmentation de 25 millions de dollars de la marge brute pour le trimestre.
Le tableau suivant présente notre coût unitaire au comptant des ventes (hormis DDR) associé au matériel produit et acheté, y compris les redevances sur le matériel produit, ainsi que la quantité vendue d'uranium produit et acheté.
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Trois mois clos le Coût unit. au comptant Quantité vendue
30 septembre des ventes(CAD/lb) (millions lb)
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2011 2010 évolution 2011 2010 évolution
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Produit 23,63 17,85 32 % 5,3 3,5 51 %
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Acheté 20,57 17,05 21 % 1,9 2,1 (10) %
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Total 22,84 17,55 30 % 7,2 5,6 29 %
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Neuf premiers mois
Les volumes de production pour les neuf premiers mois de l'exercice ont été de 4 % inférieurs à ceux de l'année précédente, principalement en raison d'une production plus faibles sur les sites Smith Ranch-Highland et Inkai. Voir les mises à jour du projet Opérations et développement pour plus de renseignements.
Pour les neuf premiers mois de 2011, les recettes associées à l'uranium ont chuté de 2 % par rapport à celles enregistrées en 2010, ce qui est attribuable à un déclin de 7 % des volumes de ventes partiellement compensé par une appréciation de 6 % du prix de vente réalisé en dollars canadiens.
Nos prix réalisés ont été supérieurs aux neuf premiers mois de 2010, principalement en raison de prix en dollars plus élevés sur des contrats dépendants du marché, partiellement compensés par un taux de change moins favorable. Au cours des neuf premiers mois de 2011, notre taux de change réalisé sur les devises étrangères à été de 0,99 $ contre 1,06 $ l'année précédente.
Le coût au comptant total des ventes (hormis DDR) a diminué de 6 % (487 millions $ contre 460 millions $ en 2010). Ceci est principalement attribuable aux points suivants :
-- les coûts unitaires moyens de l'uranium produit ont été 10 % plus élevés en raison d'une augmentation des coûts unitaires de production liée à une production plus faible au cours des neuf premiers mois -- des coûts fixes ont été payés à AREVA par rapport à l'usine de concentration de McClean Lake -- les coûts unitaires moyens de l'uranium acheté ont été 22 % plus élevés en raison d'une augmentation des achats au prix du cours
L'effet net a été une diminution de 24 millions de dollars de la marge brute pour les neuf premiers mois.
Le tableau suivant présente notre coût unitaire au comptant des ventes (hormis DDR) en ce qui concerne le matériel produit et acheté, y compris les redevances associées au matériel produit, ainsi que la quantité vendue d'uranium produit et acheté.
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Neuf premiers mois Coût unit. au comptant Quantité vendue
Clos le 30 septembre (CAD/lb) (millions lb)
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2011 2010 évolution 2011 2010 évolution
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Produit 24,78 22,54 10 % 12,8 14,5 (12) %
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Acheté 27,11 22,22 22 % 6,3 6,0 5 %
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Total 25,54 22,45 14 % 19,1 20,5 (7) %
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Veuillez consulter notre rapport de gestion du troisième trimestre pour obtenir des mises à jour de notre analyse de sensibilité du prix de l'uranium.
Les services de combustible
(incluant les résultats pour l'UF6, l'UO2 et la fabrication de combustible)
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Faits marquants Trois mois clos le Neuf mois clos le
30 septembre 30 septembre
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2011 2010 évolution 2011 2010 évolution
Volume de production
(millions kgU) 2,8 2,3 22 % 11,6 11,7 (1) %
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Volume des ventes
(millions kgU) 4,6 3,9 18 % 11,1 10,7 4 %
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Prix réalisé
(CAD/kgU) 17,42 16,32 7 % 18,05 18,19 (1) %
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Coût des ventes
(CAD/kgU)
(y compris DDR) 15,34 13,55 13 % 15,42 13,38 15 %
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Recettes
(millions $) 81 64 27 % 199 195 2 %
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Profit brut
(millions $) 10 11 (9) % 29 52 (44) %
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Profit brut
(%) 12 17 (29) % 15 27 (44) %
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Troisième trimester
Les recettes totales ont été supérieures de 17 millions $ par rapport à celles enregistrées en 2010 en raison d'une augmentation de 7 % du prix moyen réalisé pour nos produits de services de combustible associée à une augmentation de 18 % de nos volumes de vente.
Notre prix réalisé en dollars canadiens associé aux services de combustible a été pénalisé par une augmentation de 5 % de notre prix réalisé pour l'UF6 ainsi que par le panachage de produits livrés au cours du trimestre. En 2011, une proportion plus élevée des ventes de services de combustible a été attribuée à la fabrication de combustible, qui bénéficie habituellement d'un prix beaucoup plus élevé que les autres produits de services de combustible.
Le coût total des produits et services vendus (y compris DDR) a augmenté de 34 % (71 millions $ contre 53 millions $ au troisième trimestre de 2010) en raison de l'augmentation des volumes de vente ainsi que du panachage des produits livré au cours du trimestre, qui a entraîné une augmentation du prix unitaire moyen des ventes de 13 % pour le trimestre.
Le résultat net a été une diminution du profit brut de 1 millions $.
Neuf premiers mois
Au cours des neuf premiers mois de l'exercice, les recettes totales ont augmenté de 2 % en raison d'une hausse de 4 % des volumes de ventes, en partie compensée par une baisse de 1 % du prix de vente réalisé.
Le coût total des produits et services vendus (y compris DDR) a augmenté de 18 % (170 millions $ contre 144 millions $ en 2010) en raison de la hausse du prix unitaire des produits vendus. Le coût unitaire moyen des ventes a été de 15 % supérieur en raison du panachage des produits livrés pendant l'année et de la comptabilisation de recouvrements de coûts supérieurs en 2010.
Le résultat net a été une diminution du profit brut de 23 millions $.
Résultats de la vente d'électricité
Troisième trimestre
Les recettes associées au commerce d'électricité ont légèrement diminué ce trimestre par rapport au troisième trimestre de 2010 en raison de prix réalisés plus faibles qui ont pratiquement été entièrement compensé par l'augmentation de la production. Les prix réalisés reflètent les ventes au comptant, les revenus comptabilisés selon l'accord de BPLP avec l'OPA et les recettes provenant de contrats financiers. BPLP a comptabilisé des recettes de 119 millions $ ce trimestre selon son accord avec l'OPA, à comparer à 41 millions $ au troisième trimestre de 2010. Environ 53 % de la production de BPLP a été vendue sous contrats financiers ce trimestre, contre 46 % au troisième trimestre de 2010. Les prix associés à ces contrats étaient plus bas qu'en 2010. Périodiquement, BPLP intègre le marché pour saisir les gains relatifs à ces contrats.
Le facteur de capacité a été de 93 % ce trimestre, soit une hausse par rapport au facteur de 88 % enregistré en 2010, liée à un plus grand nombre de jours d'interruptions planifiés cette année par rapport à l'an dernier. Les charges d'exploitation sont restées stables à 232 millions $ contre 229 millions $ en 2010.
Le résultat a été une réduction de 3 % de notre part de profit avant impôts.
BPLP a distribué 80 millions $ aux partenaires au cours du troisième trimestre. Notre part s'est élevée à 25 millions $. Les partenaires se sont mis d'accord sur le fait que BPLP distribuerait les liquidités excédentaires mensuellement, et ferait des appels de fonds séparés pour les grands projets d'immobilisation.
Au cours du quatrième trimestre, une interruption de courant à des fins d'entretien est planifiée dans l'une des centrales.
Neuf premiers mois
Les recettes totales associées à l'électricité pour les neuf premiers mois ont diminué de 9 % par rapport à 2010 en raison d'une production plus faible et de prix réalisés réduits. Les prix réalisés reflètent les ventes au comptant, les revenus comptabilisés selon l'accord de BPLP avec l'OPA et les recettes provenant de contrats financiers. BPLP a enregistré des recettes de 351 millions $ au cours des neuf premiers mois de 2011 selon son accord avec l'OPA, contre 224 millions $ pour les neuf premiers mois de 2010. L'équivalent d'environ 49 % de la production de BPLP a été vendu sous contrats financiers au cours de neuf premiers mois de cette année, contre 41 % en 2010. Les prix établis en vertu de ces contrats étaient inférieurs à ceux établis en 2010. Périodiquement, BPLP intègre le marché pour saisir les gains relatifs à ces contrats.
Le facteur de capacité a été de 87 % pour les neuf premiers mois de l'année en cours, soit une baisse par rapport au facteur de 90 % enregistré en 2010 en raison d'un plus grand nombre de jours d'interruptions planifiés cette année par rapport à l'an dernier. Les charges d'exploitation ont été de 735 millions $ contre 685 millions $ en 2010 en raison de frais d'entretien supérieurs durant les périodes d'interruption et de frais de personnel accrus.
Le résultat a été une réduction de 39 % de notre part de profit avant impôts.
BPLP a distribué 205 millions $ aux partenaires durant les neuf premiers mois de 2011. Notre part s'est élevée à 65 millions $.
Mises à jour du projet Opérations et développement
Uranium - aperçu de la production
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Part de Cameco
(millions lb Trois mois clos le Neuf mois clos le
U3O8) 30 septembre 30 septembre
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2011 2010 évolution 2011 2010 évolution
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McArthur
River/Key
Lake 3,8 3,7 3 % 10,0 9,9 1 %
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Rabbit Lake 0,5 0,5 - 2,2 2,5 (12) %
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Smith Ranch-
Highland 0,3 0,4 (25) % 1,2 1,4 (14) %
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Crow Butte 0,2 0,2 - 0,6 0,6 -
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Inkai 0,5 0,8 (38) % 1,8 2,1 (14) %
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Total 5,3 5,6 (5) % 15,8 16,5 (4) %
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McArthur River/Key Lake
A McArthur River/Key Lake, la production était de 3 % plus élevés au troisième trimestre et de 30 % plus élevés pour les neuf premiers mois de l'année par rapport à la même période l'année dernière. Ces augmentations viennent d'une meilleure reprise et d'une amélioration de la qualité de l'équipement sur l'usine de concentration. Nous prévoyons qu'elle fonctionnera jusqu'à la fin de l'année sans interruptions planifiées jusqu'à 2012.
A Key Lake, nous avons poursuivi notre travail relatif aux nouvelles usines d'oxygène, d'acide et de vapeur. La mise en service de l'usine de vapeur a débuté au troisième trimestre. Nous prévoyons que les trois usines seront mises en service pour la fin de l'année.
Smith Ranch-Highland and Crow Butte
La production de ce trimestre a été inférieure de 17 % et de 10 % pour les neuf premiers mois de l'année comparée aux mêmes périodes l'année dernière, en raison d'une production plus limitée de Smith Ranch-Highland. Nous avons réduit nos prévisions de production pour l'année de 8 % à 2,3 millions. La procédure de révision pour obtenir les approbations réglementaires s'est prolongée à Smith Ranch-Highland, ce qui a allongé le délai pour lancer la production dans les nouveaux champs de captage.
Nous attendons toujours les approbations réglementaires pour procéder aux extensions de nos diverses exploitations satellite au Wyoming et au Nebraska. Toutefois, nous expérimentons certains délais pour l'obtention des permis. Nous savons que les législateurs ont un grand nombre de permis à étudier, et nous travaillons avec eux pour améliorer la communication et nous assurer que nous comprenons et satisfaisons leurs besoins.
Inkai
La production de ce trimestre a été inférieure de 38 % et de 14 % pour les neuf premiers mois de l'année comparée aux mêmes périodes l'année dernière. Pour ce trimestre, la baisse de production était principalement due aux changements d'inventaire d'uranium en cours de production. Avant la comptabilisation finale de l'usine en 2010, l'inventaire d'uranium en cours de production s'était accru. Une réduction significative de cet inventaire a été comptabilisée dans la production au troisième trimestre de 2010 comparativement à 2011.
De plus au cours de l'année 2010, première année de pleine exploitation à Inkai, la production a bénéficié de l'augmentation de la qualité associée aux nouveaux champs de captage. Alors que nos champs de captage actuels prennent de la maturité, la qualité se réduit. La qualité moyenne dans les opérations in situ se stabilise généralement à des niveaux plus bas que les années initiales dans la mesure où l'uranium est issu d'un mélange de champs de captage de maturités variables. Nous augmentons progressivement la capacité sur l'exploitation d'Inkai afin de compenser une qualité plus faible. Nous avons réduit nos prévisions de production à 2,5 millions de livres, soit une baisse de 7 % par rapport à notre estimation initiale, mais en ligne avec les niveaux de production actuels approuvés.
La fourniture d'acide sulfurique du site d'Inkai a été régulière tout au long du trimestre. Nous avons fait face à de brèves interruptions de production au cours des six premiers mois. Cela ne devrait pas se reproduire jusqu'à la fin de cette année.
Tel qu'annoncé le 31 août 2011, nous avons signé un protocole d'accord avec notre partenaire Kazatomprom, en vue d'augmenter la production des blocs 1 et 2 à 5,2 millions de livres d'U308 (base 100 %). Selon cet accord, notre part de la production annuelle d'Inkai sera de 2,9 millions de livres pour une usine à pleine capacité. Nous serons aussi en position de recevoir des profits sur 3 millions de livres.
Nous considérons qu'il s'agit là d'une approche raisonnable et équitable permettant aux deux parties de bénéficier des changements sur le marché de l'uranium qui n'avaient pas été envisagés lors de la signature des accords initiaux. Pour mettre en oeuvre cette augmentation, nous avons besoin d'un accord formel finalisant les termes du protocole d'accord, de l'approbation du gouvernement et d'un amendement au contrat d'utilisation de ressources.
Nous continuerons à procéder aux forages de délimitation et à l'ingénierie de l'infrastructure, ainsi qu'aux tests de lixiviation du bloc 3 de l'usine.
Cigar Lake
Le fonçage du puits 2 se poursuit tel que planifié. Nous pensons atteindre le filon principal de la mine à une profondeur de 480 mètres avant la fin de l'année. La profondeur finale du puits sera de 500 mètres.
Nous avons aussi continué à forer des trous de congélation de la surface au cours du trimestre.
Pour le reste de l'année, nous nous concentrerons sur l'exécution de nos plans et sur l'application des stratégies présentées dans notre rapport de gestion annuel.
Comme annoncé le 5 octobre 2011, nous avons signé un protocole d'entente non contraignant avec nos co-entrepreneurs pour étudier un réarrangement du traitement du minerai de Cigar Lake. Dans le cadre des accords de minage à façon actuels, ce sont les deux usines de McClean Lake et de Rabbit Lake de Cameco qui traiteraient l'uranium en provenance de Cigar Lake. Selon le nouvel arrangement, l'usine de McClean Lake traiterait et conditionnerait l'ensemble de l'uranium de Cigar Lake.
Rabbit Lake continuera à traiter le minerai extrait sur site et aura la flexibilité de traiter un minerai venant d'autres sources.
Nous prévoyons que ce réarrangement aura une influence positive sur l'économie du projet Cigar Lake. Pour refléter les modifications de cette nouvelle organisation et des autres développements (comme la congélation de la surface) depuis le rapport technique Cigar Lake de mars 2010, nous planifions de documenter ces impacts dans un nouveau rapport technique disponible au plus tard au moment de la parution de notre formulaire annuel d'information, en février 2012.
Les développements les plus significatifs du projet depuis le rapport technique de mars 2010 sont :
-- une baisse des coûts moyens d'exploitation estimée à environ 18,60 dollars par livre au lieu de 23,14 dollars par livre. La réduction de l'estimation des coûts d'exploitation est principalement due au nouvel accord de réarrangement du traitement. -- Une augmentation de 189 millions de dollars de notre part dans les dépenses d'infrastructures à terme pour atteindre 1,1 milliard de dollars. Cette estimation d'augmentation résulte principalement de la mise en oeuvre de la stratégie de congélation de surface, de l'augmentation des coûts généraux, des coûts nécessaires pour améliorer et étendre l'usine de concentration de McClean Lake et des améliorations du plan minier.
La date de lancement de la production reste estimée à mi-2013.
Des accords formels entre les propriétaires du projet Cigar Lake et de l'usine de concentration McClean Lake sont nécessaires pour mettre en place les nouveaux arrangements. Nous prévoyons qu'ils seront effectifs avant le 30 novembre 2011.
Cigar Lake est un point stratégique de notre plan visant à doubler la production annuelle d'uranium à 40 millions de livres en 2018, et nous nous engageons à sécuriser la mise en production de cet actif de valeur.
L'objectif de concentrer tout le minerai de Cigar Lake sur l'usine de concentration de McClean Lake et le gain attendu de cet accord, les coûts d'exploitation moyens estimés et notre part attendue du coût total d'infrastructures à terme pour Cigar Lake, ainsi que notre estimation de mise en production pour mi-2013 sont des informations prospectives. Elles sont basées sur des hypothèses et sujettes aux risques matériels décrits dans le paragraphe " Avertissement au sujet des informations prospectives. "
Hypothèses
-- nous obtiendrons des accords formels pour mettre en oeuvre le protocole d'entente -- notre estimation que l'accord entraînera la réduction attendue des coûts d'exploitation -- nos plans de redressement, de développement et de production de Cigar Lake réussiront -- il n'y aura pas de report matériel ni d'interruption de nos usines en conséquence de nouvelles inondations, de phénomènes naturels, de pannes d'équipement ou de tout autre cause Risques matériels -- nous ne parvenons pas à conclure les accords formels pour mettre en oeuvre les nouveaux arrangements de concentration aux dates prévues -- le nouvel arrangement n'entraîne pas les réductions de coûts ou les autres gains attendus -- nos plans de redressement, développement et production pour Cigar Lake sont reportés ou ne réussissent pas pour quelque raison que ce soit
Services de combustible
La production des services de combustible a atteint un total de 2,8 millions kgU ce trimestre, contre 2,3 millions kgU au troisième trimestre de 2010. La production a été 22 % plus élevée suite à l'arrêt de l'usine UF6 de Port Hope en 2010, en raison de la maintenance planifiée.
La production pour les neuf premiers mois de l'année a été de 11,6 millions kgU, contre 11,7 millions kgU au cours des neuf premiers mois de 2010.
Suite aux conditions défavorables du marché pour la conversion de l'UF6, nous réduisons la production pour cette année. Nous prévoyons maintenant que les services de combustible produiront entre 14 et 15 millions kgU cette année (production précédemment estimée de 15 à 16 millions kgU).
En raison de ces conditions défavorables, nous avons interrompu nos discussions pour étendre notre contrat de transformation de déchets avec SFL au-delà de 2016. Nous restons totalement engagés sur le contrat actuel. Dans le cas où les conditions de marché s'amélioreraient au cours des prochaines années, nous envisagerions de reprendre nos discussions pour étendre le contrat.
Personnes qualifies
Les renseignements techniques et scientifiques divulgués dans ce document au sujet de nos propriétés matérielles (McArthur River/Key Lake, Inkai et Cigar Lake) ont été approuvés par les personnes suivantes qui disposent des qualifications requises pour la production du rapport technique NI 43-101 :
McArthur River/Key Lake
-- David Bronkhorst, vice-président de l'exploitation minière du sud de la
Saskatchewan pour Cameco
-- Les Yesnik, directeur général de l'exploitation de Key Lake pour Cameco
Cigar Lake
-- Grant Goddard, vice-président de l'exploitation minière du Nord de la
Saskatchewan pour Cameco
Inkai
-- Dave Neuburger, vice-président des opérations minières internationales
de Cameco
Avertissement au sujet des informations prospective
Ce document comporte des énoncés et des renseignements relatifs à nos attentes quant à l'avenir. Lorsque nous présentons notre stratégie, nos plans et nos performances financières et fonctionnelles futures, ou d'autres événements qui ne se sont pas encore produits, il s'agit d'éléments considérés comme informations prospectives selon les lois du Canada et des États-Unis en matière de valeurs mobilières. Nous les qualifions dans ce document d'informations prospectives.
Voici les notions clés à intégrer au sujet des informations prospectives contenues dans ce document :
-- elles comportent des mots et des expressions axées sur le futur, comme : anticiper, estimer, s'attendre à, planifier, avoir l'intention, prédire, but, cible, projet, potentiel, stratégie et perspectives (voir exemples ci- dessous). -- elles représentent nos opinions actuelles, qui peuvent changer de manière significative. -- elles sont fondées sur un certain nombre d'hypothèses matérielles, y compris celles que nous avons exprimées dans ce document, pouvant s'avérer erronées. -- les résultats et les événements réels peuvent différer de manière significative des prévisions, en raison des risques associés à notre industrie. Une liste sur laquelle figurent certains de ces risques matériels est présentée ci-dessous. Nous vous recommandons de revoir également notre formulaire de rapport annuel ainsi que notre rapport de gestion annuel, qui contiennent une analyse des autres risques matériels pouvant entraîner une variation significative des résultats réels par rapport à nos attentes actuelles. -- les informations prospectives sont conçues pour vous aider à comprendre les points de vue actuels de la direction quant à nos perspectives à court et à long terme, et pourraient ne pas être appropriés à d'autres fins. Nous n'actualiserons pas nécessairement ces renseignements à moins d'y être contraints par les lois applicables en matière de valeurs mobilières. Exemples d'informations prospectives contenues dans ce document : -- nos attentes relatives à l'approvisionnement mondial futur en uranium, à la consommation, à la demande et au nombre de réacteurs en activité, incluant l'analyse sur les répercussions de la situation à la centrale nucléaire de Fukushima au Japon en mars 2011 -- notre attente selon laquelle nos liquidités et nos flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation satisferont les besoins estimés sans l'apport de financements additionnels significatifs -- les perspectives pour chacun de nos segments d'exploitation pour 2011, et notre vision consolidée pour l'année -- notre prévision d'un quatrième trimestre solide et concernant le fait que les livraisons du quatrième trimestre représenteront plus d'un tiers des volumes de ventes de 2011 -- notre prévision d'investir significativement dans l'extension de la production des mines existantes et l'avancement de projets pour le suivi de notre stratégie de croissance -- notre prévision selon laquelle notre solde de trésorerie se réduira lorsque nous utiliserons les fonds nous permettant de poursuivre nos plans de croissance -- notre prévision selon laquelle nous percevrons un revenu solide et régulier pour les années à venir, même dans le cas où les prix du marché de l'uranium seraient en baisse -- nos plans futurs pour chacune de nos usines de traitement de l'uranium, nos projets de développement et les projets en cours d'analyse, et nos sites de traitement des services de combustible -- notre objectif de lancement de la production pour mi-2013 à Cigar Lake Risques matériels -- les volumes de ventes ou les prix du marché pour tout produit ou service s'avèrent plus bas que nous ne l'avions prévu pour quelque raison que ce soit, incluant les variation des prix du marché ou la perte d'une part de marché au profit d'un concurrent -- nous sommes négativement affectés par les variations des taux de changes des devises étrangères, des taux d'intérêt ou des taux d'imposition -- nos coûts de production sont supérieurs à ceux planifiés, ou les marchandises requises ne sont pas disponibles, ou ne sont pas accessibles selon des conditions commerciales raisonnables -- nos estimations relatives à la production, aux achats, aux coûts, aux dépenses de fermetures ou de réclamations, ou à notre charge fiscale s'avèrent imprécises -- nous ne parvenons pas à faire appliquer nos droits légaux dans le cadre de nos accords, permis ou licences détenus actuellement, ou nous sommes soumis à un litige ou à des procédures d'arbitrage dont le résultat s'avère négatif -- il y a des lacunes ou des problèmes sur le plan des titres de propriétés -- nos estimations relatives aux réserves et aux ressources minérales sont erronées ou nous sommes aux prises avec des conditions géologiques, hydrologiques et minières difficiles -- nous sommes affectés par des risques environnementaux, sécuritaires et réglementaires, incluant une charge réglementaire et des retards accrus -- nous ne parvenons pas à obtenir et conserver les permis et les autorisations requises des autorités gouvernementales -- nous sommes affectés par des risques politiques dans des pays en développement où nous opérons -- nous sommes affectés par le terrorisme, le sabotage, les blocus, les accidents ou une détérioration du soutien politique ou de la demande en ce qui concerne l'énergie nucléaire -- nous subissons les effets des changements de réglementation ou de l'opinion publique quant à la sécurité des centrales nucléaires, affectant négativement la construction de nouvelles centrales, le renouvellement de permis et la demande en uranium -- des changements sont apportés aux réglementations et aux politiques gouvernementales qui nous affectent négativement, incluant les impôts, les lois et les politiques -- nos fournisseurs d'uranium et de services de conversion ne parviennent pas à respecter leurs échéanciers de livraison -- nous accusons un retard ou nous ne parvenons pas à redresser et à développer l'exploitation de Cigar Lake -- nous subissons les effets négatifs de phénomènes naturels incluant la météorologie, les incendies, les inondations et les séismes -- nos activités sont perturbées en raison de problèmes associés à nos installations ou à celles de nos clients, d'une pénurie de réactifs, d'équipement, de pièces mécaniques et de matériel crucial à la production, du manque de capacité de décantation, d'une pénurie de main-d'oeuvre, de problèmes de relations de travail, de grèves ou de lock-out, d'inondation sous-terraines, d'éboulement, de bris de digues à rejets, et tout autre risque associé au développement et à l'exploitation Hypothèses matérielles -- nos attentes relatives aux volumes des ventes et des achats, au prix de l'uranium, ainsi qu'aux services de combustible et d'électricité -- nos attentes relatives à la demande d'uranium, à la construction de centrales nucléaires et au renouvellement des permis d'exploitation des centrales nucléaires existantes qui ne seront pas affectées par les changements observés sur le plan de la réglementation ou de l'opinion publique quant à la sécurité des nucléaires -- nos coûts de production prévus -- nos attentes associées aux prix au comptant et aux prix réalisés de l'uranium, et d'autres facteurs énoncés dans l'analyse de sensibilité des prix de l'uranium qui figure sur le rapport de gestion du troisième trimestre -- nos attentes relatives aux taux d'imposition, aux taux de change des devises étrangère et aux taux d'intérêt -- nos dépenses de fermetures et de réclamation -- nos estimations des réserves et des ressources minérales -- les conditions géologiques, hydrologiques et autres conditions environnementales de nos exploitations minières -- le succès du redressement et du développement de notre exploitation de Cigar Lake -- notre capacité à maintenir la livraison de nos produits et services selon les quantités souhaitées et les échéanciers imposés -- notre capacité à nous conformer aux exigences réglementaires actuelles et futures en matière d'environnement, de sécurité, etc., et à obtenir et à conserver les autorisations légales requises -- nos opérations ne sont pas perturbées outre mesure en raison de l'instabilité politique, de la nationalisation, du terrorisme, du sabotage, des blocus, des défaillances, des désastres naturels, d'actions gouvernementales ou politiques, de litiges ou des procédure d'arbitrage, de la pénurie de réactifs, d'équipement, de pièces mécaniques ou du matériel cruciaux à la production, de pénuries de main d'oeuvre, de problèmes de relations de travail, de grèves ou de lock-out, d'inondations sous-terraines, d'éboulements, de défaillances des digues de rejets, d'un manque de capacité de décantation et d'autres risques associés au développement et à l'exploitation
Téléconférence
Nous vous invitons à assister à notre téléconférence du troisième trimestre
le lundi 7 novembre 2011 à 11 h, heure de l'Est.
L'appel sera ouvert à tous les investisseurs ainsi qu'aux médias. Pour assister à l'appel, veuillez composer le (877) 240-9772 (Canada et E.-U.) ou le (416) 340-8530. Un(e) téléphoniste acheminera votre appel. Une diffusion en direct de l'appel sera présentée depuis un lien sur le site cameco.com. Vous pouvez obtenir le lien sur notre page d'accueil le jour de l'appel. Une version enregistrée de la réunion sera disponible :
-- Sur notre site Web : cameco.com, peu après la téléconférence -- en post exposition jusqu'à minuit, heure de l'Est le 7 décembre 2011 en appelant le (800)408-3053 ou le (905) 694-9451 (mot de passe 2856426)
Renseignements supplémentaires
Vous pouvez trouver une copie de notre rapport de gestion du troisième trimestre et de nos états financiers intermédiaires sur notre site Web : cameco.com, sur le site du SEDAR : sedar.com et sur le site EDGAR : sec.gov/edgar.shtml.
Des renseignements supplémentaires, incluant notre rapport annuel de direction des discussions et analyses pour 2010, les états financiers vérifiés et le formulaire d'information annuels sont accessibles sur le site du SEDAR : sedar.com, sur le site EDGAR : sec.gov/edgar.shtml et sur notre site Web : cameco.com.
Profil
Nous sommes l'un des plus grands producteurs d'uranium au monde, un important prestataire de services de conversion et l'un des deux fabricants de réacteurs Candu du Canada. Notre position concurrentielle se base sur notre intérêt majoritaire dans les plus grandes réserves minérales de haute qualité et dans des exploitations parmi les moins coûteuses dans le monde. Nos produits d'uranium sont utilisés pour générer de l'énergie propre dans les centrales nucléaires partout sur la planète, y compris en Ontario où nous bénéficions d'un partenariat limité dans la plus grande centrale nucléaire en Amérique du Nord. Nous effectuons également des opérations d'exploration afin de trouver de l'uranium en Amérique, en Australie et en Asie. Nos titres s'échangent sur les bourses de Toronto et de New York, et notre siège est situé à Saskatoon en Saskatchewan.
Tels qu'employés dans ce communiqué de presse, les termes " nous ", " notre ", " nos " et Camco se rapportent à Cameco Corporation et à ses filiales ainsi que ses sociétés affiliées sauf avis contraire.
Renseignements:
Renseignements aux investisseurs :
Rachelle Girard
(306) 956-6403
Relations avec les médias :
Rob Gereghty
(306) 956-6190