Cameco
TSX : CCO
NYSE : CCJ

Cameco

03 août 2014 14h02 HE

Cameco présente ses résultats financiers du deuxième trimestre

SASKATOON, SASKATCHEWAN--(Marketwired - 3 août 2014) -

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

  • Solides résultats au deuxième trimestre - hausse du revenu, de la marge brute et du bénéfice net
  • Le prix réalisé moyen de l'uranium continue de dépasser les prix du marché au comptant et à long terme
  • À Cigar Lake, le forage à érosion a été temporairement interrompu afin de permettre une congélation du sol plus approfondie dans des zones localisées
  • L'évaluation environnementale du projet d'extension de Key Lake a été approuvée par la Commission canadienne de sûreté nucléaire, permettant une production accrue à l'avenir

Cameco (TSX:CCO)(NYSE:CCJ) a présenté aujourd'hui ses résultats financiers et d'exploitation consolidés pour le deuxième trimestre clos au 30 juin 2014, conformément aux Normes internationales d'information financière (IFRS).

« Notre stratégie marketing et notre solide portefeuille de contrats continuent de bien nous servir », a déclaré Tim Gitzel, président et chef de la direction de Cameco, « nous fournissant des prix réalisés moyens qui sont de loin supérieurs au prix au comptant actuel de l'uranium, et donnant lieu à de solides résultats financiers pour le deuxième trimestre, malgré l'incertitude persistante du marché. »

« C'est cette incertitude qui guide nos décisions stratégiques et nous garde concentrés sur les choses qui sont sous notre contrôle - minimiser les coûts et s'assurer que nous gérons nos activités de façon sécuritaire, efficace et fiable. Garder ce cap nous aidera à faire face aux conditions du marché difficiles à court et à moyen terme, et nous permettra de bénéficier des fortes perspectives à long terme pour l'énergie nucléaire. »

POINTS SAILLANTS
(EN MILLIONS $, SAUF AVIS CONTRAIRE)
TRIMESTRE CLOS
AU 30 JUIN

VARIATION
SEMESTRE CLOS
AU 30 JUIN
VARIATION
2014 2013 2014 2013
Revenu 502 421 19 % 921 865 6 %
Marge brute 136 99 37 % 243 194 25 %
Bénéfice net attribuable aux actionnaires 127 34 274 % 259 43 502 %
$ par action ordinaire (résultat dilué) 0,32 0.09 256 % 0,65 0,11 491 %
Bénéfice net ajusté (voir mesures non-IFRS) 79 61 30 % 115 88 31 %
$ par action ordinaire (résultat ajusté et dilué) 0,20 0.15 33 % 0,29 0,22 32 %
Trésorerie provenant des (utilisée dans les) activités d'exploitation (après variation du fonds de roulement)1 (25 ) (33 ) 24 % (18 ) 207 (109 )%
1 Aux fins de comparaison, nos résultats ont été révisés pour exclure BPLP. L'impact de BPLP est indiqué séparément en tant qu'opération abandonnée.

DEUXIÈME TRIMESTRE

Ce trimestre, le bénéfice net ajusté attribuable aux actionnaires (bénéfice net) a atteint 127 M$ (0,32 $ par action après dilution), comparativement à 34 M$ (0,09 $ par action après dilution) au deuxième trimestre 2013. En plus des éléments indiqués ci-dessous, le bénéfice net a été affecté par des gains découlant de l'évaluation à la valeur de marché des produits dérivés de change, comparativement à des pertes en 2013.

Sur une base ajustée, notre bénéfice s'est élevé ce trimestre à 79 M$ (0,20 $ par action après dilution), comparativement à 61 M$ (0,15 $ par action après dilution) (voir mesures non-IFRS) au deuxième trimestre 2013, principalement pour les raisons suivantes :

  • Une augmentation du bénéfice issu de notre secteur de l'uranium en raison d'une hausse du volume des ventes et des prix réalisés moyens du dollar canadien.
  • Un règlement favorable de 28 M$ dans le cadre d'un litige concernant un contrat d'approvisionnement à long terme avec un client de services publics.

Partiellement compensé par :

  • Des coûts de règlement de 12 M$ dans le cadre du remboursement anticipé de nos obligations de série C.
  • Des recouvrements d'impôts plus faibles en raison d'une baisse des pertes avant impôts au Canada.

Se référer à la section Résultats financiers par secteur pour une discussion plus approfondie.

PREMIER SEMESTRE

Au premier semestre, le bénéfice net a atteint 259 M$ (0,65 $ par action après dilution), comparativement à 43 M$ (0,11 $ par action après dilution) au premier semestre 2013. En plus des éléments indiqués ci-dessous, le bénéfice net a été affecté par un gain sur la vente de notre participation dans BPLP à hauteur de 127 M$ et par des gains découlant de l'évaluation à la valeur de marché des produits dérivés de change, comparativement à des pertes en 2013.

Sur une base ajustée, notre bénéfice s'est élevé ce semestre à 115 M$ (0,29 $ par action après dilution), comparativement à 88 M$ (0,22 $ par action après dilution) (voir mesures non-IFRS) au premier semestre 2013, principalement pour les raisons suivantes :

  • Une augmentation du bénéfice issu de notre secteur de l'uranium en raison d'une hausse du volume des ventes et des prix réalisés moyens du dollar canadien.
  • Un règlement favorable de 28 M$ dans le cadre d'un litige concernant un contrat d'approvisionnement à long terme avec un client de services publics.

Partiellement compensé par :

  • Des frais de résiliation anticipée de 18 M$ engagés en raison de l'annulation de notre accord de sous-traitance de conversion avec Springfields Fuels Ltd. (SFL), qui allait expirer en 2016.
  • Des coûts de règlement de 12 M$ dans le cadre du remboursement anticipé de nos obligations de série C.

Se référer à la section Résultats financiers par secteur pour une discussion plus approfondie.

Autres faits saillants ce trimestre :

Pendant ce trimestre, nous sommes parvenus à un règlement favorable dans le cadre d'un litige avec un client de services publics concernant des dédommagements dus en vertu d'un contrat d'approvisionnement à long terme. Tandis que le contrat est en vigueur de 2011 à 2017, le règlement de 28 M$, reflété dans nos états financiers dans la catégorie Autres revenus, est lié uniquement aux livraisons qui ont été refusées par le client en 2012 et en 2013. Pour le reste du contrat, le client sera responsable soit d'acheter la quantité entière inscrite au contrat pour l'année, soit de nous compenser pour toute perte s'il n'accepte pas la livraison des quantités entières.

En juillet 2014, une décision a été prise par le partenaire majoritaire de GE-Hitachi Global Laser Enrichment (GLE) de réduire de manière significative les financements à l'égard de GLE. Conformément aux dispositions de la norme IAS 36 Dépréciations d'actifs, nous considérons cela comme un indicateur que notre investissement dans GLE pourrait potentiellement être déprécié et en conséquence, nous devons estimer le montant recouvrable de l'actif. Nous procédons actuellement à l'évaluation de la manière dont notre investissement dans GLE sera déprécié en raison de cette décision. La valeur comptable de notre investissement dans GLE au 30 juin 2014 s'élève à 165 M$ (US).

Mise à jour sur le marché de l'uranium

Au cours du premier semestre 2014, les conditions du marché ont continué à suivre les mêmes tendances qu'en 2013. Sur le plan de l'offre, des réductions de la production et des reports de projets ont contribué de manière positive aux fondamentaux à long terme, tandis que le marché à court terme demeure correctement approvisionné. En conséquence, la pression à la baisse s'est poursuivie sur les prix de l'uranium au comptant et à long terme. Les services publics restent bien couverts et nous nous attendons à peu d'amélioration à court et moyen terme.

Malgré l'absence de changement fondamental des conditions du marché, certains développements ont solidifié les perspectives à long terme, y compris l'approbation d'une nouvelle politique sur l'énergie au Japon qui confirme que l'énergie nucléaire restera une importante source d'électricité pour le pays. L'Autorité de régulation du nucléaire (Nuclear Regulatory Authority ou NRA) a continué de clarifier le processus pour que les services publics commencent à redémarrer les réacteurs nucléaires inactifs du pays. Des demandes de redémarrage pour 19 réacteurs ont été soumises à la NRA par neuf services publics, démontrant leur engagement à réactiver leur capacité de génération nucléaire. Les unités Sendai 1 et 2, exploitées par Kyushu Electric Power, ont passé avec succès l'inspection de sécurité de la NRA, et ont entamé une période de commentaires publics, avant une potentielle approbation de redémarrage. Tandis que les redémarrages initiaux représenteront des développements positifs pour le secteur, nous estimons que du temps sera nécessaire pour qu'un nombre significatif de réacteurs soient remis en service et commencent à consommer le stock que les services publics japonais ont accumulé au cours des dernières années.

Les éléments fondamentaux à long terme demeurent positifs, alors que la croissance du nucléaire se poursuit dans le monde entier. Environ 70 nouveaux réacteurs sont en cours de construction, et nous prévoyons une hausse nette de 91 réacteurs au cours de la prochaine décennie. Cette croissance des réacteurs devrait être à l'origine d'une hausse de la consommation annuelle d'uranium, de 170 millions de livres aujourd'hui à environ 240 millions de livres au cours de la même période. Cet élément fondamental de la demande, combiné au calendrier, au développement et à l'exécution de nouveaux projets d'approvisionnement, ainsi que le rendement continu de l'approvisionnement existant, détermineront la vitesse de la reprise du marché.

Perspectives pour 2014

Notre stratégie vise à produire de manière profitable selon un rythme qui correspond aux signaux du marché, tout en conservant la capacité de réagir aux conditions au fur et à mesure qu'elles évoluent.

Nos perspectives pour 2014 tiennent compte des dépenses nécessaires pour nous aider à mener à bien notre stratégie. Nos perspectives ont changé pour les dépenses en immobilisations, la production d'uranium, les frais d'exploration et le volume des ventes, le revenu et le coût de vente unitaire moyen de NUKEM (voir les explications ci-dessous). Nous ne fournissons pas de perspectives concernant les éléments du tableau qui sont marqués d'un tiret.

Pour davantage de détails, se référer à la section Résultats financiers par secteur.

PERSPECTIVES FINANCIÈRES POUR 2014

CONSOLIDÉ URANIUM SERVICES DE COMBUSTIBLE NUKEM
Production - 22,8 à 23,3
millions lb
12 à 13
millions kgU
-
Volume des ventes - 31 à 33
millions lb
Baisse de
5 % à 10 %
7 à 9 millions
lb U
3O8
Revenu comparé à 2013 Hausse de
5 % à 10 %
Hausse de
5 % à 10 %1
Baisse de
5 % à 10 %
Baisse de
15 % à 20 %
Coût de vente unitaire moyen (dépréciation et amortissement compris) - Hausse de
0 % à 5 %2
Hausse de
0 % à 5 %
Baisse de
15 % à 20 %
Frais administratifs directs comparés à 20133 Hausse de
0 % à 5 %
- - Hausse de
0 % à 5 %
Frais d'exploration comparés à 2013 - Baisse de
25 % à 30 %
- -
Taux d'imposition Recouvrement de
30 % à 35 %
- - Charges de
30 % à 35 %
Dépenses en immobilisations 550 millions $ - - -
1 Selon un prix au comptant de l'uranium de 28,50 $US par livre (prix Ux au comptant au 28 juillet 2014), un indicateur de prix à long terme de 44,00 $US par livre (indicateur Ux à long terme au 28 juillet 2014) et un taux de change de 1,00 $US pour 1,08 $CA.
2 Cette hausse repose sur le coût de vente unitaire des matières produites et des engagements d'achat à long terme. Si nous décidons de faire des achats discrétionnaires en 2014, nous nous attendons alors à une nouvelle augmentation du coût unitaire moyen des produits vendus.
3 Les frais administratifs directs ne comprennent pas les charges de rémunération à base d'actions.

Nous prévoyons désormais une production dans notre secteur de l'uranium allant de 22,8 à 23,3 millions de livres (au lieu de 23,8 à 24,3 millions de livres précédemment) en raison d'une modification du calendrier de production à Cigar Lake, afin de permettre à des zones localisées du gisement de geler de manière plus approfondie. Pour de plus amples informations, se référer à la section Mises à jour sur les activités d'exploitation.

Dans le secteur NUKEM, nous avons modifié nos perspectives pour le volume des ventes, le revenu et le coût de vente unitaire moyen en raison de la faiblesse continue du marché de l'uranium. Nous prévoyons désormais un volume des ventes d'uranium compris entre 7 et 9 millions de livres (au lieu de 9 à 11 millions de livres précédemment) et avons réduit en conséquence nos prévisions concernant le revenu. En outre, la baisse du prix de l'uranium au comptant devrait avoir un impact positif sur notre coût de vente unitaire et nous prévoyons désormais un déclin 15 % à 20 % (au lieu d'une hausse de 0 % à 5 % précédemment). Cette baisse du coût de vente unitaire devrait compenser l'impact de la diminution des ventes.

Selon nos prévisions, les frais d'exploration devraient être 25 % à 30 % plus faibles qu'en 2013 (au lieu de 35 % à 40 % plus faibles précédemment), en raison d'une hausse des frais d'exploration et d'évaluation à Inkai, ainsi que de l'effet de l'affaiblissement du dollar canadien.

Les dépenses en immobilisations devraient totaliser 550 M$ (au lieu de 495 M$ précédemment) en raison d'une augmentation des frais de projet à Key Lake et de la modification du calendrier de production à Cigar Lake mentionnée ci-dessus. Avec cette modification du calendrier de production, nous nous attendons désormais à un retard du commencement de la production commerciale. En conséquence, les coûts d'immobilisations à Cigar Lake vont augmenter en raison de la période plus longue pendant laquelle toutes les dépenses d'exploitation sont capitalisées au lieu d'être engagées ou comptabilisées dans les stocks.

Dans nos secteurs de l'uranium et des services de combustible, nos clients choisissent à quel moment de l'année ils souhaitent recevoir leurs livraisons, et c'est pourquoi nos modèles de livraison trimestriels, notre volume des ventes et nos revenus peuvent varier considérablement. Cependant, la majorité des avis de livraison a été reçue pour 2014, réduisant la variabilité de notre modèle de livraison pour le reste de l'année. Nos livraisons d'uranium pour le troisième trimestre devraient être similaires à celles du deuxième trimestre. Quant aux livraisons du quatrième trimestre, elles devraient être légèrement plus élevées.

ANALYSE DE SENSIBILITÉ

Pour le reste de l'exercice 2014 :

  • Une variation de 5 $US par livre du prix Ux au comptant (28,50 $US par livre au 28 juillet 2014) et de l'indicateur de prix Ux à long terme (4400$US par livre au 28 juillet 2014) modifierait le revenu de 43 M$ et le bénéfice net de 22 M$.
  • Une variation d'un cent de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain modifierait notre revenu de 4 M$ et notre bénéfice net ajusté de 1 M$, avec une baisse de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain ayant un impact positif. Cette sensibilité repose sur un taux de change de 1,00 $US pour 1,00 $CA.

BÉNÉFICE NET AJUSTÉ (MESURE NON-IFRS)

Le bénéfice net ajusté est une mesure qui ne possède pas de sens normalisé et qui ne constitue pas une base de calcul pertinente dans le cadre des normes IFRS (mesure non- IFRS). Nous avons recours à cette mesure pour mieux comparer nos résultats financiers d'une période à l'autre. De plus, nous pensons que certains investisseurs utilisent cette information en vue d'évaluer notre rendement, en plus de modes de calcul classiques préparés conformément aux normes IFRS. Le bénéfice net ajusté est notre bénéfice net attribuable aux actionnaires, ajusté pour mieux refléter nos performances financières sous-jacentes au cours de la période considérée. La mesure du bénéfice ajusté traduit la correspondance entre le bénéfice net de notre programme de couverture et les entrées de devises étrangères au cours de la période en question, qui est ensuite ajustée à l'égard des ajustements sur produits dérivés avant impôts, de la réduction de valeur des stocks au prix d'achat de NUKEM, de la charge de dépréciation sur les biens non productifs, des impôts sur les ajustements et du gain après impôts sur la vente de notre participation dans BPLP.

Le bénéfice net ajusté est une information supplémentaire non normalisée. Elle ne doit pas être considérée de manière isolée et ne doit pas remplacer l'information financière préparée selon les normes comptables. D'autres sociétés peuvent calculer cette mesure différemment et il se peut donc que vous ne puissiez pas effectuer une comparaison directe avec des mesures similaires présentées par d'autres sociétés.

Le tableau ci-dessous rapproche le bénéfice net ajusté et notre bénéfice net.

(M$) TRIMESTRE CLOS
AU 30 JUIN
SEMESTRE CLOS
AU 30 JUIN
2014 2013 2014 2013
Bénéfice net attribuable aux actionnaires 127 34 259 43
Ajustements
Ajustements sur produits dérivés1 (avant impôts) (66 ) 36 (23 ) 61
Impôt sur le bénéfice ajusté aux produits dérivés 18 (9 ) 6 (16 )
Gain sur la participation dans BPLP (après impôts) - - (127 ) -
Bénéfice net ajusté 79 61 115 88
1 Nous n'appliquons pas la comptabilité de couverture pour notre portefeuille de contrats de vente à terme en devises étrangères. Cependant, nous avons ajusté nos gains et nos pertes sur les produits dérivés en vue de refléter ce qu'aurait été notre bénéfice si la comptabilité de couverture avait été appliquée.

OPÉRATIONS ABANDONNÉES

Le 27 mars 2014, nous avons achevé la vente de notre participation de société en commandite de 31,6 % dans BPLP. Le prix de vente total pour notre participation dans BPLP et certaines entités liées s'est élevé à 450 M$. La vente a été comptabilisée au 1er janvier 2014. Nous avons réalisé un gain après impôts de 127 M$ sur cette cession. Pour de plus amples informations, se référer à la Note 4 des états financiers intermédiaires.

COMMUNICATION D'INFORMATIONS À L'ARC

Comment nous l'avons précédemment indiqué, depuis 2008, l'Agence du revenu du Canada (ARC) conteste la structure de commercialisation à l'étranger de la société ainsi que la méthodologie des prix de transfert connexes que nous avons utilisée pour certains contrats de vente et d'achat d'uranium inter-sociétés, et a émis des avis de réévaluation pour nos déclarations de revenus de 2003 à 2009. Pendant ce trimestre, nous avons reçu la réévaluation de l'exercice fiscal de 2009 et avons effectué les paiements correspondants à l'ARC. La Loi de l'impôt sur le revenu du Canada comprend des dispositions qui exigent que certaines sociétés comme la nôtre paient 50 % des impôts au comptant en plus des pénalités d'intérêts et d'acomptes provisionnels connexes au moment de la réévaluation. À ce jour, en vertu de ces dispositions, après l'application des déductions électives et des reports de perte aux fins de l'impôt aux montants réévalués, nous avons dû payer un montant net de 215 M$ CA à l'ARC.

Nous continuons de penser que le règlement final de ce différend n'affectera pas sensiblement notre position financière, nos résultats d'exploitation et notre flux de trésorerie pendant la ou les années de règlement. Même si nous envisageons avec confiance notre succès dans cette affaire et prévoyons de recouvrer les montants versés à l'ARC, y compris les 215 M$ déjà versés à ce jour, nous avons comptabilisé une provision fiscale cumulative de 76 M$ pour la période allant de 2003 au 30 juin 2014, pendant laquelle il serait possible d'affirmer que notre prix de transfert a pu ne pas correspondre à une fourchette de prix appropriée dans des contrats d'uranium.

Pour de plus amples informations, y compris un calendrier des futurs paiements estimés à l'ARC pendant le règlement du litige, se référer à notre rapport de gestion du deuxième trimestre.

Avertissement concernant les renseignements prospectifs relatifs à notre litige fiscal avec l'ARC

Cette discussion de nos attentes relatives à notre litige fiscal avec l'ARC constitue des renseignements prospectifs qui reposent sur des hypothèses et sont sujets à des risques importants tels que décrits dans la section Avertissement concernant les renseignements prospectifs ci-dessous, ainsi que sur les hypothèses et risques plus spécifiques énoncés ci-dessous. Tout résultat réel peut varier considérablement.

Hypothèses

  • Nous connaîtrons un succès considérable dans notre différend avec l'ARC et la provision fiscale cumulative de 76 M$ à ce jour sera adéquate pour satisfaire à toute obligation fiscale résultant de l'issue du différend à ce jour.

Risques importants susceptibles d'entraîner un écart sensible entre les résultats réels et anticipés

  • Nous n'obtiendrons pas gain de cause et l'issue de notre différend avec l'ARC donnera lieu à des impôts au comptant et des pénalités d'intérêts et d'acomptes provisionnels considérablement plus élevés que le montant de notre provision fiscale cumulative, ce qui aura un impact négatif sur notre liquidité, notre position financière, nos résultats d'exploitation et nos flux de trésorerie.

Résultats financiers par secteur

Uranium



POINTS SAILLANTS
TRIMESTRE CLOS
AU 30 JUIN


VARIATION
SEMESTRE CLOS
AU 30 JUIN


VARIATION
2014 2013 2014 2013
Volume de production (millions lb) 4,0 4,4 (9 )% 9,7 10,3 (6 )%
Volume des ventes (millions lb) 7,4 6,4 16 % 14,3 11,6 23 %
Prix au comptant moyen ($US/lb) 28,97 40,18 (28 )% 31,95 41,45 (23 )%
Prix à long terme moyen ($US/lb) 44,83 57,00 (21 )% 46,75 56,75 (18 )%
Prix réalisé moyen
($US/lb) 45,93 46,30 (1 )% 46,26 47,24 (2 )%
($CA/lb) 50,76 47,35 7 % 50,67 47,75 6 %
Coût de vente unitaire moyen ($CA/lb) (dépréciation et amortissement compris) 35,86 33,25 8 % 34,63 32,65 6 %
Revenu (M$) 376 305 23 % 724 552 31 %
Marge brute (M$) 110 91 21 % 229 174 32 %
Marge brute (%) 29 30 (3 )% 32 32 -

DEUXIÈME TRIMESTRE

Ce trimestre, le volume de production était 9 % plus faible par rapport au deuxième trimestre 2013 en raison d'une extension de l'arrêt de maintenance annuel prévu à Key Lake au deuxième trimestre 2014 et d'une baisse de la production à Crow Butte et Inkai. Pour de plus amples informations, se référer à la section Mises à jour sur les activités d'exploitation ci-dessous.

Les revenus du secteur de l'uranium ont enregistré une hausse de 23 % en raison d'une augmentation de 16 % du volume des ventes et d'une progression de 7 % du prix réalisé moyen du dollar canadien. Au deuxième trimestre, les ventes ont été plus élevées qu'en 2013 en raison d'une modification du calendrier des livraisons, qui peuvent varier de manière significative et dépendent des demandes des clients.

Ce trimestre, nos prix réalisés moyens étaient plus élevés qu'au deuxième trimestre 2013, principalement en raison de l'affaiblissement du dollar canadien par rapport à 2013. Au deuxième trimestre 2014, le taux de change sur le prix réalisé moyen était de 1,00 $US pour 1,11 $CA, comparativement à 1,00 $US pour 1,02 $CA au deuxième trimestre de 2013.

Le coût total des ventes (dépréciation et amortissement compris) a augmenté de 24 % (266 M$ comparativement à 214 M$ en 2013). Cette hausse est principalement attribuable à une augmentation de 16 % du volume des ventes et à une progression du coût du matériel acheté et produit.

Au cours du deuxième trimestre, notre coût de matériel acheté était plus élevé que le prix au comptant moyen pour le trimestre. Lorsque les prix de l'uranium étaient plus élevés qu'ils le sont aujourd'hui, nous avons conclu des accords de vente et d'achat adossés qui, bien que profitables, ont nécessité que nous achetions du matériel à un prix supérieur au prix au comptant actuel.

Précédemment, notre contrat d'achat à long terme le plus important était l'accord commercial d'uranium hautement enrichi (UHE) russe, qui a pris fin en 2013. Cette source d'approvisionnement n'étant plus disponible, et jusqu'à ce que Cigar Lake atteigne la pleine production, afin de respecter nos engagements de livraisons, nous utiliserons nos stocks et pourrions acheter du matériel lorsqu'il est avantageux de le faire. Nos achats devraient donner lieu à des ventes profitables. Cependant, le coût du matériel acheté pourrait être supérieur ou inférieur à nos autres ressources d'approvisionnement, en fonction des conditions du marché.

L'effet net a été une hausse de 19 M$ de la marge brute pour le trimestre.

Le tableau ci-dessous indique les coûts de l'uranium produit et acheté qui ont été engagés dans les périodes analysées (mesures non-IFRS, se référer aux paragraphes situés sous le tableau). Ces coûts ne comprennent pas les coûts de vente tels que les redevances, le transport et les commissions, et ne reflètent pas l'impact des stocks d'ouverture sur nos coûts de vente déclarés.

PREMIER SEMESTRE

Pour ce premier semestre, le volume de production était 6 % plus faible que l'exercice précédent en raison d'une baisse de la production provenant de McArthur/Key Lake, Rabbit Lake, Crow Butte et Inkai. Pour de plus amples informations, se référer à la section Mises à jour sur les activités d'exploitation.

Pour le premier semestre 2014, les revenus du secteur de l'uranium ont enregistré une hausse de 31 % par rapport à 2013, en raison d'une augmentation de 23 % du volume des ventes et d'une progression de 6 % du prix réalisé moyen du dollar canadien. Au deuxième trimestre, les ventes ont été plus élevées qu'en 2013 en raison d'une modification du calendrier des livraisons, qui peuvent varier de manière significative et dépendent des demandes des clients.

Pour le premier semestre 2014, nos prix réalisés moyens étaient plus élevés qu'en 2013, principalement en raison de l'affaiblissement du dollar canadien par rapport à 2013. Au premier semestre 2014, le taux de change sur le prix réalisé moyen était de 1,00 $US pour 1,10 $CA, comparativement à 1,00 $US pour 1,01 $CA au premier semestre 2013.

Le coût total des ventes (dépréciation et amortissement compris) a augmenté de 31 % (495 M$ comparativement à 377 M$ en 2013), principalement en raison d'une augmentation de 23 % du volume des ventes et d'une progression des frais hors caisse. Pour le premier semestre 2014, les frais hors caisse ont totalisé 109 M$ comparativement à 66 M$ pour la même période de 2013, en raison de l'achèvement de plusieurs projets d'immobilisations sur nos sites de production. Comment cela est mentionné dans notre rapport de gestion annuel, après l'achèvement d'un projet, nous commençons à déprécier l'actif, ce qui augmente la portion hors caisse de nos coûts de production.

L'effet net a été une hausse de 55 M$ de la marge brute pour le semestre.

Le tableau ci-dessous indique les coûts de l'uranium produit et acheté qui ont été engagés dans les périodes analysées (mesures non-IFRS, se référer aux paragraphes situés sous le tableau). Ces coûts ne comprennent pas les coûts de vente tels que les redevances, le transport et les commissions, et ne reflètent pas l'impact des stocks d'ouverture sur nos coûts de vente déclarés.



($CA/lb)
TRIMESTRE CLOS
AU 30 JUIN


VARIATION
SEMESTRE CLOS
AU 30 JUIN


VARIATION
2014 2013 2014 2013
Produit
Coût décaissé 26,24 23,00 14 % 23,03 20,78 11 %
Frais sans décaissements 14,72 9,34 58 % 12,25 8,83 39 %
Coût total de production 40,96 32,34 27 % 35,28 29,61 19 %
Quantité produite (millions lb) 4,0 4,4 (9 )% 9,7 10,3 (6 )%
Acheté
Coût décaissé 58,15 24,05 142 % 44,76 28,45 57 %
Quantité achetée (millions lb) 0,3 2,6 (88 )% 1,6 4,9 (67 )%
Totaux
Coûts produits et achetés 42,16 29,26 44 % 36,62 29,24 25 %
Quantités produites et achetées (millions lb) 4,3 7,0 (39 )% 11,3 15,2 (26 )%

Dans le tableau ci-dessous, le coût décaissé par livre, les frais sans décaissements par livre et le coût total par livre pour l'uranium produit et acheté sont des mesures non-IFRS. Ces mesures ne possèdent pas de sens normalisé et ne constituent pas une base de calcul pertinente dans le cadre des normes IFRS. Nous avons recours à ces mesures dans le cadre de notre évaluation des performances de notre secteur de l'uranium. Nous pensons que certains investisseurs utilisent cette information pour évaluer notre rendement et notre capacité à générer des flux de trésorerie, en plus de modes de calcul classiques préparés conformément aux normes IFRS.

Ces mesures constituent une information supplémentaire non normalisée. Elles ne doivent pas être considérées de manière isolée et ne doivent pas remplacer l'information financière préparée selon les normes comptables. Ces mesures ne sont pas nécessairement représentatives du bénéfice d'exploitation ou des flux de trésorerie issus des activités déterminées conformément aux normes IFRS. D'autres sociétés peuvent calculer cette mesure différemment et il se peut donc que vous ne puissiez pas effectuer une comparaison directe avec des mesures similaires présentées par d'autres sociétés.

Afin de faciliter la compréhension de ces mesures, le tableau ci-dessous présente un rapprochement de ces mesures et de notre coût de vente unitaire pour les deuxièmes trimestres et premiers semestres de 2014 et 2013.

RAPPROCHEMENT DU COÛT DÉCAISSÉ ET DU COÛT TOTAL PAR LIVRE

(M$) TRIMESTRE CLOS
AU 30 JUIN
SEMESTRE CLOS
AU 30 JUIN
2014 2013 2014 2013
Coût des produits vendus 204,6 167,2 385,6 311,2
Plus / Moins
Redevances (21,0 ) (17,6 ) (35,2 ) (32,1 )
Frais en attente (9,7 ) (9,1 ) (19,0 ) (17,2 )
Autres coûts de vente (3,2 ) 0,8 (5,5 ) 3,6
Variation des stocks (48,3 ) 22,4 (30,9 ) 87,9
Coûts d'exploitation décaissés (a) 122,4 163,7 295,0 353,4
Plus / Moins
Dépréciation et amortissement 60,9 46,7 109,2 66,1
Variation des stocks (2,0 ) (5,6 ) 9,6 24,9
Total des coûts d'exploitation (b) 181,3 204,8 413,8 444,4
Uranium produit et acheté (millions lb) (c) 4,3 7,0 11,3 15,2
Coûts décaissés par livre (a ÷ c) 28,47 23,39 26,11 23,25
Total des coûts par livre (b ÷ c) 42,16 29,26 36,62 29,24

Services de combustible

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



POINTS SAILLANTS
TRIMESTRE CLOS
AU 30 JUIN


VARIATION
SEMESTRE CLOS
AU 30 JUIN


VARIATION
2014 2013 2014 2013
Volume de production (millions kgU) 3,8 4,8 (21 )% 7,8 9,6 (19 )%
Volume des ventes (millions kgU) 3,3 4,0 (18 )% 5,1 7,3 (30 )%
Prix réalisé moyen ($CA/kgU) 21,28 16,45 29 % 21,68 17,89 21 %
Coût de vente unitaire moyen ($CA/kgU) (dépréciation et amortissement compris) 16,46 13,98 18 % 18,19 15,03 21 %
Revenu (M$) 70 65 8 % 110 131 (16 )%
Marge brute (M$) 16 10 60 % 18 21 (14 )%
Marge brute (%) 23 15 53 % 16 16 -

DEUXIÈME TRIMESTRE

Le revenu total a augmenté de 8 % en raison d'une hausse de 29 % du prix réalisé, compensée par une baisse de 18 % du volume des ventes. Cette hausse des prix réalisés moyens est principalement attribuable au portefeuille de produits et services de combustible vendus par rapport à 2013.

Le coût total des produits et services vendus (dépréciation et amortissement compris) a diminué de 2 % (54 M$ comparativement à 55 M$ au deuxième trimestre 2013) en raison d'une baisse du volume des ventes, compensée par une hausse du coût de vente unitaire moyen. En comparaison avec 2013, le coût de vente unitaire moyen était 18 % supérieur en raison du portefeuille de produits et services de combustible vendus.

L'effet net a été une hausse de 6 M$ de la marge brute.

PREMIER SEMESTRE

Au premier semestre, le revenu total a augmenté de 16 % en raison d'une baisse de 30 % du volume des ventes, compensée par une hausse de 21 % du prix réalisé.

Le coût total des produits et services vendus (dépréciation et amortissement compris) a diminué de 15 % (93 M$ comparativement à 110 M$ en 2013) en raison d'une baisse de 30 % du volume des ventes, compensée par une hausse de 21 % du coût de vente unitaire moyen. Cette hausse des prix réalisés moyens est principalement attribuable au portefeuille de produits et services de combustible vendus.

L'effet net a été une baisse de 3 M$ de la marge brute.

NUKEM



(EN M$, SAUF AVIS CONTRAIRE)
TRIMESTRE CLOS
AU 30 JUIN


VARIATION
SEMESTRE CLOS
AU 30 JUIN


VARIATION
2014 2013 2014 2013
Vente d'uranium (millions lb) 1,5 1,2 25 % 2,2 3,5 (37 )%
Revenu 62 53 17 % 94 183 (49 )%
Coût des produits vendus (amortissement et dépréciation compris) 49 50 (2 )% 84 175 (52 )%
Marge brute 13 3 333 % 10 8 25 %
Bénéfice net 7 3 133 % - - -
Ajustements sur les produits dérivés1 - (5 ) - 1 (3 ) 133 %
Bénéfice net ajusté1 7 (2 ) 450 % 1 (3 ) 133 %
1 Les ajustements reflètent les gains et pertes non réalisés sur les contrats de vente en devises étrangères (voir mesures non-IFRS).

DEUXIÈME TRIMESTRE

Pendant le trimestre clos au 30 juin 2014, NUKEM a livré 1,5 million de livres d'uranium, soit une hausse de 0,3 million de livres en raison du calendrier des exigences des clients. Le revenu de NUKEM a totalisé 62 M$ comparativement à 53 M$ en 2013 en raison de la hausse des livraisons. Le prix réalisé pour l'uranium était plus faible qu'au deuxième trimestre 2013 en raison d'une baisse du prix au comptant.

La marge brute s'est élevée à 13 M$, soit une hausse de 10 M$ par rapport au deuxième trimestre 2013, principalement attribuable à une diminution du coût unitaire des produits vendus. Le coût unitaire de l'uranium vendu était plus faible en raison de la baisse du prix au comptant. En pourcentage, la marge brute s'est élevée à 21 % en 2014 par rapport à 6 % en 2013.

Le bénéfice net ajusté pour le deuxième trimestre 2014 a atteint 7 M$, soit une augmentation de 9 M$ par rapport à une perte de 2 M$ en 2013.

PREMIER SEMESTRE

Pendant le semestre clos au 30 juin 2014, NUKEM a livré 2,2 millions de livres d'uranium, soit une baisse de 1,3 million de livres en raison du calendrier des exigences des clients et d'une activité généralement plus faible sur le marché. Le revenu de NUKEM a totalisé 94 M$ en raison de la baisse des livraisons et d'un prix réalisé plus faible attribuable au déclin du prix au comptant par rapport à l'exercice précédent.

La marge brute s'est élevée à 10 M$, soit une augmentation de 2 M$ par rapport au premier semestre 2013. Tandis que les ventes ont été considérablement plus faibles pour l'exercice en cours, les marges ont été plus élevées. En pourcentage, la marge brute s'est élevée à 11 % en 2014 par rapport à 4 % en 2013.

Le bénéfice net ajusté pour le premier semestre 2014 a atteint 1 M$, comparativement à une perte de 3 M$ en 2013.

Mises à jour sur les activités d'exploitation

PRODUCTION D'URANIUM

PART DE CAMECO
(MILLIONS LB)
TRIMESTRE CLOS
AU 30 JUIN


VARIATION
SEMESTRE CLOS
AU 30 JUIN


VARIATION

PLAN 2014
2014 2013 2014 2013
McArthur River/Key Lake 2,1 2,7 (22 )% 5,9 6,3 (6 )% 13,1
Rabbit Lake 0,6 0,4 50 % 1,1 1,5 (27 )% 4,1
Smith Ranch-Highland 0,5 0,3 67 % 1,0 0,6 67 % 2,0
Crow Butte 0,1 0,2 (50 )% 0,3 0,4 (25 )% 0,6
Inkai 0,7 0,8 (13 )% 1,4 1,5 (7 )% 3,0
Cigar Lake - - - - - - 0 - 0,5
Total 4,0 4,4 (9 )% 9,7 10,3 (6 )% 22,8 - 23,3

McArthur River/Key Lake

La production pour le trimestre a été 22 % plus faible qu'à la même période de l'exercice précédent, en raison d'une extension de l'arrêt de maintenance annuel prévu au cours du deuxième trimestre 2014. Pour le premier semestre, la production a été 6 % plus faible qu'en 2013.

La mise en service du mur de glace de la zone 4 nord est en cours, et la production devrait commencer dans cette zone dans le courant de l'année.

Le 16 juillet 2014, la CCSN a approuvé l'évaluation environnementale (EE) de Key Lake visant à augmenter notre capacité de stockage des résidus, et à accroître le taux de production annuel nominal de Key Lake à 25 millions de livres par an. Avec l'EE approuvée et une fois que le projet d'extension de Key Lake sera achevé, la production pourra être augmentée afin de suivre étroitement la production de la mine de McArthur River, qui est autorisée à produire 21 millions de livres par an.

Les conventions collectives actuelles avec les employés syndiqués sur les sites de McArthur River et Key Lake ont expiré le 31 décembre 2013. Les négociations ont commencé en novembre 2013 et les parties ont atteint le stade de la conciliation, avec la prochaine série de réunions prévue pour la fin août. Aucune partie ne sera dans une position de grève/blocage légale jusqu'au 30 août 2014. Les opérations se poursuivront comme d'habitude sur les deux sites. La production pourrait être à risque si nous ne parvenons pas à conclure un accord et s'il y a cessation du travail.

Cigar Lake

Au cours du premier trimestre, nous avons annoncé le début de la production minière à Cigar Lake et signalé que 350 tonnes de boues de minerai avaient été expédiées de la mine aux cuves de stockage à l'usine de McClean Lake. Nous avons maintenant livré environ 1 000 tonnes de minerai de la mine à l'usine à des fins de stockage.

Comme nous l'avons annoncé le 16 juillet 2014, dans le cadre de notre processus de mise en service en cours, nous avons évalué l'état actuel de la congélation des sols et déterminé que la congélation n'a pas progressé aussi rapidement que prévu dans certaines zones localisées de la mine. Étant donné que la mine de McClean Lake n'a pas encore commencé à traiter le minerai de Cigar Lake, nous avons temporairement interrompu le forage à érosion afin de permettre au corps de minerai de congeler de manière plus approfondie dans ces zones localisées. La congélation supplémentaire permettra une production plus continue à la mine lorsque l'usine sera opérationnelle. Cela ne devrait pas avoir d'impact important sur les coûts.

En conséquence de l'interruption de la séquence minière et du calendrier de livraison de minerai en résultant à l'usine, nous prévoyons désormais de produire jusqu'à 1 million de livres conditionnées (sur une base de 100 %) en 2014, en fonction du démarrage et de la montée en puissance de l'usine, ainsi que de la réussite continue des activités minières à Cigar Lake lorsqu'elles reprendront.

AREVA a signalé que les modifications de l'usine de McClean Lake étaient achevées et que la mise en service était en cours.

Notre cible de production annuelle à long terme de 18 millions de livres d'U3O8 à Cigar Lake d'ici 2018 ne sera pas affectée.

Inkai

La production a été 13 % plus faible au deuxième trimestre et 7 % plus faible au premier semestre 2014, comparativement aux mêmes périodes de l'exercice précédent, en raison de chutes de neige anormalement fortes et d'une fonte printanière rapide.

La mise en production des nouveaux champs de captage a pris plus longtemps que prévu après la période printanière humide. Le retard dans la récupération de l'actuel déficit de production trimestrielle ne devrait pas affecter notre cible de production annuelle de 3,0 millions de livres d'U3O8 (notre part).

SERVICES DE COMBUSTIBLE

Les services de combustible ont produit 3,8 millions de kgU au deuxième trimestre, soit une baisse de 21 % par rapport à la même période de l'exercice précédent. La production au premier semestre a totalisé 7,8 millions de kgU, soit une baisse de 19 % par rapport à 2013. Nous avons abaissé notre cible de production en 2014 à entre 12 et 13 millions de kgU, ce qui signifie que la production trimestrielle devrait être inférieure à celle des périodes comparables de 2013.

Personnes qualifiées

Les renseignements techniques et scientifiques mentionnés dans le présent document concernant nos propriétés (McArthur River/Key Lake, Inkai et Cigar Lake) ont été approuvés par les personnes suivantes, qualifiées en vertu de la norme NI 43-101 :

McArthur River/Key Lake

  • David Bronkhorst, vice-président de l'exploitation minière et de la technologie pour Cameco

Cigar Lake

  • Scott Bishop, directeur des services techniques pour Cameco

Inkai

  • Ken Gullen, directeur technique international pour Cameco

AVERTISSEMENT CONCERNANT LES RENSEIGNEMENTS PROSPECTIFS

Le présent document comprend des énoncés et des renseignements sur nos attentes et prévisions futures. Quand nous analysons notre stratégie, nos projets et notre futur rendement financier et opérationnel ou d'autres éléments n'ayant pas encore eu lieu, nous faisons des déclarations qui doivent être considérées comme étant de nature prospective en vertu des lois canadiennes et américaines sur les valeurs mobilières. Dans le présent document, nous les qualifions de renseignements prospectifs.

Éléments clés à comprendre au sujet des renseignements prospectifs figurant dans le présent document :

  • Ils comprennent généralement des termes et des phrases sur l'avenir, tels que : anticiper, penser, estimer, prévoir, planifier, avoir l'intention de, objectif, cibles, prévision, projet, stratégie et perspectives (voir les exemples ci-dessous).
  • Ils représentent nos opinions actuelles et peuvent changer de façon significative.
  • Ils reposent sur un certain nombre d'hypothèses importantes, y compris celles que nous avons énumérées ci-dessous, mais qui peuvent s'avérer inexactes.
  • Les résultats et évènements réels peuvent différer sensiblement de ceux que nous prévoyons à l'heure actuelle en raison des risques liés à nos activités. Nous décrivons ci-dessous un certain nombre de ces risques importants. Nous vous recommandons également de consulter notre formulaire d'information annuel ainsi que nos rapports de gestion annuels, du premier trimestre et du deuxième trimestre, qui comprennent une discussion sur les autres risques matériels qui pourraient faire sensiblement différer les résultats réels de nos attentes actuelles.
  • Les renseignements prospectifs visent à vous aider à comprendre les opinions actuelles de la direction sur nos perspectives à court terme et à long terme, et sont susceptibles de ne pas être appropriés à d'autres fins. Nous ne mettrons pas nécessairement ces renseignements à jour à moins que les lois sur les valeurs mobilières ne l'exigent.

Exemples de renseignements prospectifs dans le présent document

  • Nos attentes concernant l'offre, la consommation et la demande en d'uranium ainsi que la capacité de production d'énergie nucléaire à l'échelle mondiale en 2014 et au-delà, y compris la discussion figurant dans la section Mise à jour sur le marché de l'uranium.
  • Les perspectives pour chacun de nos secteurs opérationnels pour 2014, ainsi que nos perspectives consolidées pour l'exercice.
  • Nos attentes concernant les livraisons d'uranium aux troisième et quatrième trimestres 2014
  • La discussion concernant nos attentes relatives à notre litige fiscal avec l'ARC.
  • Nos futurs plans et attentes pour chacune de nos propriétés d'exploitation d'uranium et chacun de nos sites d'exploitation de services de combustible.
  • Notre plan pour jusqu'à 1 million de livres conditionnées (sur une base de 100 %) en 2014 du traitement de minerai de Cigar Lake dans l'usine de McClean Lake d'AREVA.

Risques importants

  • Le volume des ventes ou les prix du marché réels pour l'un ou l'autre de nos produits ou services sont plus faibles que prévu pour une raison quelconque, y compris les variations des prix du marché ou la perte de parts de marché au profit d'un concurrent.
  • Nous subissons les effets négatifs des fluctuations des taux de change, des taux d'intérêt ou des taux d'imposition.
  • Nos coûts de production sont plus élevés que prévu ou les approvisionnements requis ne sont pas disponibles, ou ne le sont pas à des conditions commercialement raisonnables.
  • Nos estimations relatives à la production, aux achats, aux coûts, aux frais de désaffectation ou de remise en état ou aux charges fiscales s'avèrent inexactes.
  • Nous sommes dans l'incapacité de faire respecter nos droits dans le cadre de nos accords, licences ou permis existants.
  • Nous faisons l'objet de litiges ou d'arbitrage dont l'issue est défavorable, y compris notre différend avec l'ARC.
  • Il existe des vices ou des problèmes relatifs aux titres de propriétés.
  • Nos estimations des réserves et ressources minérales sont inexactes ou nous devons faire face à des défis ou des conditions géologiques, hydrologiques ou relatifs à l'exploitation minière imprévus ou difficiles.
  • Nous sommes affectés par des risques d'ordre environnemental, sécuritaire et réglementaire, notamment des fardeaux ou retards réglementaires accrus.
  • Nous ne pouvons pas obtenir ou maintenir les autorisations ou permis requis par les autorités gouvernementales.
  • Nous sommes confrontés à des risques politiques dans un pays en développement où nous exerçons nos activités.
  • Nous sommes affectés par le terrorisme, le sabotage, les blocus, l'agitation civile, l'activisme social ou politique, un accident ou la détérioration de l'appui politique, ou de la demande, à l'égard de l'énergie nucléaire.
  • Nous sommes confrontés à des changements dans la réglementation ou dans la perception du public à l'égard de la sécurité des centrales nucléaires, ce qui complique considérablement la construction de nouvelles centrales, le renouvellement de permis relatifs aux centrales existantes, et altère la demande en uranium.
  • Des changements dans la réglementation ou les politiques gouvernementales nous portent atteinte, notamment les lois et politiques touchant le commerce et les impôts.
  • Nos fournisseurs d'uranium et de conversion ne parviennent pas à respecter les engagements de livraison.
  • Nos projets de développement, d'exploitation minière et de production à Cigar Lake sont retardés ou connaissent un échec, y compris en conséquence de toutes difficultés rencontrées autour de la méthode de forage à érosion ou de la congélation du gisement en vue d'atteindre les cibles de production, ou de toutes difficultés rencontrées avec les modifications de l'usine de McClean Lake ou la mise en service ou le traitement du minerai à Cigar Lake, ou de notre incapacité à acquérir aucun des équipements de forage à érosion requis.
  • Nos projets de développement, d'exploitation minière et de production à McArthur River sont retardés ou connaissent un échec pour quelque raison que ce soit.
  • Des phénomènes naturels, y compris les intempéries, les incendies, les inondations et les tremblements de terre, nous portent atteinte.
  • Nos activités d'exploitation sont perturbées à cause de problèmes liés à nos installations ou à celles de nos clients, de l'indisponibilité de réactifs, d'équipement, de pièces et d'approvisionnement essentiels à la production, d'une défaillance des équipements, du manque de capacité de résidus, de pénurie de main-d'œuvre, de questions liées aux relations du travail (y compris l'incapacité de renouveler nos accords avec les employés syndiqués sur les sites de McArthur River et Key Lake), de grèves ou de lock-out, d'inondations souterraines, d'affaissements de terrain, de mouvements du sol, de défaillances des bassins de retenue des résidus, de perturbations ou d'accidents de transport ou d'autres risques liés au développement et à l'exploitation.

Hypothèses importantes

  • Nos prévisions relatives aux volumes des ventes et achats et aux prix de l'uranium et des services de combustible.
  • Nos attentes concernant la demande en uranium, la construction de nouvelles centrales nucléaires et le renouvellement de permis relatifs aux centrales existantes ne sont pas affectées négativement par les changements dans la règlementation ou dans la perception du public à l'égard de la sécurité entourant les centrales nucléaires.
  • Nos prévisions en matière de niveaux et de coûts de production.
  • Les hypothèses concernant les conditions du marché sur lesquelles nous avons fondé nos prévisions de dépenses en immobilisations.
  • Nos prévisions concernant les prix au comptant et les prix réalisés de l'uranium.
  • Nos prévisions relatives aux taux d'imposition et aux paiements fiscaux, les taux de change des devises étrangères et les taux d'intérêt.
  • Nos prévisions relatives l'issue du différend avec l'ARC.
  • Nos frais de désaffectation et de remise en état.
  • Nos estimations en matière de réserves et de ressources minérales ainsi que les hypothèses sur lesquelles elles reposent, sont fiables.
  • Les conditions géologiques, hydrologiques et autres de nos mines.
  • La réussite de nos projets de développement, d'exploitation minière et de production à Cigar Lake, y compris l'acquisition de systèmes de forage à érosion supplémentaires selon le calendrier prévu, la réussite de la méthode de forage à érosion et des congélations de gisements conformément à nos prévisions.
  • Les modifications d'usine et la mise en service de l'usine de McClean Lake sont réalisées conformément à nos prévisions et l'usine est capable de traiter le minerai de Cigar Lake comme prévu, y compris notre prévision de traiter jusqu'à 1 million de livres conditionnées (sur une base de 100 %) en 2014
  • La réussite de nos projets de développement, d'exploitation minière et de production à McArthur River.
  • Notre capacité à continuer de fournir nos produits et nos services dans les quantités et délais convenus.
  • Notre capacité à respecter les exigences réglementaires actuelles et futures concernant l'environnement, la sécurité et autres, et aussi à obtenir et maintenir les approbations règlementaires requises.
  • Nos activités ne sont pas perturbées de manière notable par l'instabilité politique, les nationalisations, le terrorisme, le sabotage, les blocus, l'agitation civile, l'activisme social ou politique, les pannes d'équipement, les catastrophes naturelles, les agissements gouvernementaux ou politiques, les procédures contentieuses ou d'arbitrage, la non-disponibilité de réactifs, de pièces et approvisionnements d'exploitation essentiels à la production, le manque de main-d'œuvre, les problèmes de relations de travail (y compris l'incapacité de renouveler nos accords avec les employés syndiqués sur les sites de McArthur River et Key Lake), les grèves et blocages, les inondations souterraines, les affaissements de terrain, la défaillance des bassins de retenue des résidus, le manque de capacité des bassins de retenue des résidus, les perturbations ou accidents, ou autres incertitudes de développement et d'exploitation.

Avis relatif au dividende trimestriel

Nous avons annoncé aujourd'hui que notre conseil d'administration avait approuvé un dividende trimestriel de 0,10 $ par action pour les actions ordinaires de la société en circulation payable le 15 octobre 2014, aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 30 septembre 2014.

Téléconférence

Nous vous invitons à participer à notre téléconférence du deuxième trimestre le jeudi 31 juillet 2014 à 13h (heure de l'Est.

Tous les investisseurs et les représentants des médias sont invités à y participer. Pour participer à la téléconférence, veuillez composer le (866) 223-7781 (Canada et États-Unis) ou le (416) 340-2216. Un préposé acheminera votre appel. Une transmission audio en direct de la téléconférence sera accessible au moyen d'un lien sur cameco.com. Vous trouverez ce lien sur notre page d'accueil le jour de la téléconférence.

Une version enregistrée de la conférence sera disponible :

  • Sur notre site Internet, cameco.com, peu après la conférence
  • Sur post view jusqu'au 31 août 2014 à minuit (heure de l'Est) en composant le (800) 408-3053 (Canada et États-Unis) ou le (905) 694-9451 (code d'accès : 9624310#)

Informations supplémentaires

Notre rapport de gestion du deuxième trimestre ainsi que nos états financiers intermédiaires sont accessibles sur notre site Internet (cameco.com), sur SEDAR (sedar.com) et sur EDGAR (sec.gov/edgar.shtml).

Des informations supplémentaires, y compris notre rapport de gestion annuel de 2013, nos états financiers annuels vérifiés et notre formulaire d'information, sont disponibles sur SEDAR (sedar.com), sur EDGAR (sec.gov/edgar.shtml) et sur notre site Internet (cameco.com).

Profil

Nous sommes l'un des plus importants producteurs d'uranium au monde, un important fournisseur de services de conversion et l'un des deux fabricants de combustible Candu au Canada. Notre position concurrentielle repose sur notre participation majoritaire dans les plus grandes réserves à teneur élevée au monde et sur nos faibles coûts d'exploitation. Nos produits d'uranium servent à produire de l'électricité propre dans des centrales nucléaires du monde entier. Nous poursuivons également des travaux de prospection d'uranium dans les Amériques, en Australie et en Asie. Nos actions se négocient aux bourses de Toronto et de New York. Notre siège social se situe à Saskatoon, en Saskatchewan.

Tel qu'utilisés dans le présent communiqué de presse, les termes « nous », « notre », « nos » et « Cameco » désignent Cameco Corporation et ses filiales, y compris NUKEM GmbH, sauf avis contraire.

Renseignements

  • Cameco
    Relations avec les investisseurs :
    Rachelle Girard
    (306) 956-6403

    Relations avec les médias :
    Gord Struthers
    (306) 956-6593