Cameco présente ses résultats financiers du premier

SASKATOON, SASKATCHEWAN--(Marketwired - 4 mai 2013) -

Forte production au premier trimestre
Résultats financiers du premier trimestre conformes aux prévisions
Progrès poursuivis à Cigar Lake, en vue d'une première production mi-2013
Finalisation de l'acquisition de NUKEM Energy GmbH
Le gouvernement de la Saskatchewan a annoncé des changements au régime de redevances provincial afin d'encourager l'investissement continu dans le secteur de l'exploitation d'uranium de la Saskatchewan

Cameco (TSX:CCO) (NYSE:CCJ) a présenté aujourd'hui ses résultats financiers et d'exploitation consolidés pour le premier trimestre clos au 31 mars 2013, conformément aux Normes internationales d'information financière (IFRS).

« Nos résultats ce trimestre sont conformes à nos prévisions », a déclaré Tim Gitzel, président et chef de la direction de Cameco. « Nos livraisons du secteur de l'uranium et notre revenu issu de Bruce Power ont été faibles, donnant lieu à un bénéfice net moins élevé.

Nous demeurons sur la bonne voie en ce qui concerne nos perspectives annuelles, et avons concentré davantage notre attention sur l'harmonisation et l'efficacité afin de rester compétitifs dans un environnement actuellement incertain.

Nous envisageons avec confiance la croissance future de l'industrie, mais savons également à quel point il est important d'être réactifs face aux conditions actuelles du marché en prenant des mesures dès aujourd'hui pour rester un producteur profitable à faibles coûts pendant les années à venir. »

POINTS SAILLANTS		TRIMESTRE CLOS AU 31 MARS
(EN MILLIONS $, SAUF AVIS CONTRAIRE)		2013	2012	VARIATION
Revenu		444	466	(5)	%
Marge brute		95	150	(37)	%
Bénéfice net attribuable aux actionnaires		9	129	(93)	%
	$ par action ordinaire (résultat dilué)	0,02	0.33	(94)	%
Bénéfice net ajusté (voir mesures non-IFRS)		27	121	(78)	%
	$ par action ordinaire (résultat ajusté et dilué)	0,07	0.31	(77)	%
Trésorerie provenant des activités d'exploitation (après variation du fonds de roulement)		269	374	(28)	%

PREMIER TRIMESTRE

Ce trimestre, le bénéfice net ajusté attribuable aux actionnaires (bénéfice net) a atteint 9 M$ (0,02 $ par action après dilution), comparativement à 129 M$ (0,33 $ par action après dilution) au premier trimestre 2012. En plus des éléments indiqués ci-dessous, le bénéfice net a été affecté par des pertes découlant de l'évaluation à la valeur de marché des produits dérivés de change.

Sur une base ajustée, notre bénéfice s'est élevé ce trimestre à 27 M$ (0,07 $ par action après dilution), comparativement à 121 M$ (0,31 $ par action après dilution) (voir mesures non-IFRS) au premier trimestre 2012, principalement pour les raisons suivantes :

Une diminution du bénéfice issu de notre secteur de l'uranium en raison d'une baisse du volume des ventes et des prix réalisés.
Une diminution du bénéfice issu de notre secteur de l'électricité attribuable à une production plus faible et des coûts d'exploitation plus élevés.
Une hausse des dépenses administratives en raison de l'ajout de l'administration de NUKEM et des frais de conseil, en plus des coûts liés à la restructuration de l'entreprise telle que décrite dans notre rapport de gestion du premier trimestre.

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

Mise à jour sur le marché de l'uranium

Depuis le trimestre précédent, le marché de l'uranium n'a subi que peu de changements. L'incertitude à court et moyen terme continue de faire obstacle à une reprise, un scénario dans lequel ni les acheteurs ni les fournisseurs ne semblent ressentir de pression pour passer ou recevoir des commandes. La plupart des fournisseurs ont des engagements importants s'étendant jusqu'à 2016, et les services publics sont adéquatement couverts pour une période similaire. Par conséquent, au cours de ce trimestre, les volumes des commandes sont restés faibles, et les prix de l'uranium ont été relativement stables.

Comment nous l'avons indiqué lors des trimestres précédents, nous pensons que le marché va rester dans ce mode d'attente jusqu'à ce qu'il soit catalysé par des évènements tels que des redémarrages de réacteurs au Japon et un retour significatif de commandes à long terme par les services publics. Nous prévoyons la réalisation de ces deux catalyseurs, bien que le moment de leur réalisation demeure incertain. À notre avis, les services publics entrent actuellement dans une période pendant laquelle ils devraient commencer à passer des commandes pour répondre à leurs besoins en 2016 et, étant donné que le processus règlementaire est en cours de finalisation au Japon, nous prévoyons un redémarrage des réacteurs en 2013. Le processus a débuté en janvier, lorsque l'Autorité de régulation du nucléaire (Nuclear Regulatory Authority ou NRA) a publié des directives de sécurité préliminaires décrivant les exigences proposées pour le redémarrage. Ces directives ont depuis été publiées à l'intention du public et devraient être finalisées en juillet. Nous communiquons régulièrement avec nos clients des services publics japonais et comprenons qu'ils effectuent actuellement des investissements significatifs pour que leurs actifs nucléaires satisfassent aux exigences en vue du redémarrage.

Bien que nous attendions de voir comment la situation va évoluer à court terme, nous estimons que la perspective à long terme pour le nucléaire continue d'être positive. Nos estimations actuelles projettent que la capacité de production nucléaire atteindra environ 510 gigawatts d'ici 2022 par rapport aux 392 gigawatts d'aujourd'hui, ce qui représente une croissance annuelle moyenne de 3 %. Sur cette croissance attendue, environ 65 nouveaux réacteurs (65 gigawatts de capacité de production) sont en construction à l'heure actuelle. Une grande partie de cette croissance provient de l'Inde et de la Chine, qui prévoient ensemble de mettre en service huit nouveaux réacteurs cette année. Le Canada a récemment finalisé les détails des Accords de coopération nucléaire avec ces deux pays, permettant au Canada, et à Cameco, de participer aux opportunités que représentent ces pays pour l'industrie nucléaire en autorisant des livraisons d'uranium canadien.

À l'autre bout de l'équation, l'offre fait face à des défis de sources à la fois primaires et secondaires. Les sources secondaires, qui ont historiquement maintenu un équilibre entre l'offre et la demande, continuent de diminuer, en particulier avec la fin de l'accord commercial relatif à l'uranium hautement enrichi russe cette année. La fin de cet accord retirera plus de livres du marché que notre production annuelle totale, et aucune source secondaire aussi importante n'est attendue. Mais l'offre primaire future commence également à souffrir en raison de l'annulation ou de l'ajournement de plusieurs projets en 2012, tandis que le prix au comptant de l'uranium est resté à un niveau très inférieur à celui requis pour encourager de nouveaux projets. Cette incertitude concernant l'offre primaire survient alors qu'une croissance de la demande se présente à l'horizon. Cependant, la réduction de l'offre primaire future n'affecte pas directement le marché à court terme et certains éléments indiquent que plusieurs projets d'offre, principalement dirigés par des intérêts souverains, pourraient voir le jour malgré l'état du marché.

En dépit de l'environnement actuellement difficile de l'industrie, nous sommes en bonne position pour continuer de réussir. Nous comptons des avantages comme de vastes réserves et ressources minérales, de faibles coûts d'exploitation, un solide portefeuille de contrats de vente, des employés expérimentés et une stratégie de croissance qui nous permettront de rester compétitifs dans les environnements difficiles, tout en conservant notre capacité à réagir rapidement avec une production supplémentaire lorsque le marché indique qu'une offre supérieure est requise.

Perspectives pour 2013

Nos perspectives pour 2013 tiennent compte des dépenses de croissance nécessaires pour nous aider à mener à bien notre stratégie. Nos perspectives consolidées pour le revenu et les coûts d'administration directs ont augmenté en raison de l'inclusion de NUKEM. Nos perspectives pour le volume des ventes de notre secteur des services de combustible a également changé (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 2013

NUKEM est incluse dans les montants consolidés et nos perspectives pour le secteur NUKEM ont été ajoutées dans le tableau ci-dessous. À compter de ce trimestre, la norme IFRS 11 - Partenariats exige que nous comptabilisions notre participation dans BPLP en employant la méthode de mise en équivalence. BPLP n'est pas incluse dans les montants consolidés en raison de ce changement de méthode comptable.

	CONSOLIDÉ	URANIUM	SERVICES DE COMBUSTIBLE	NUKEM	ÉLECTRICITÉ
Production	-	23,3 millions lb	15 à 16 millions kgU	-	-
Volume des ventes	-	31 à 33 millions lb	Hausse de 5 % à 10 %	9 à 11 millions lb U₃O₈, 0,5 million SWU	-
Facteur de capacité	-	-	-	-	88 %
Revenu comparé à 2012	Hausse de 25 % à 30 %	Hausse de 0 % à 5 %¹	Hausse de 5 % à 10 %	500 à 600 M$	Baisse de 5 % à 10 %
Flux de trésorerie d'exploitation de NUKEM	-	-	-	100 à 125 M$	-
Marge brute de NUKEM	-	-	-	3 % à 5 %	-
Coût de vente unitaire moyen (dépréciation et amortissement compris)	-	Hausse de 0 % à 5 %²	Baisse de 0 % à 5 %	-	Hausse de 25 % à 30 %
Frais administratifs directs comparés à 2012³	Hausse de 0 % à 5 %	-	-	10 à 12 M$	-
Frais d'exploration comparés à 2012	-	Baisse de 5 % à 10 %	-	-	-
Taux d'imposition	Recouvrement de 15 % à 20 %	-	-	Charges de 30 % à 35 %	-
Dépenses en immobilisations	655 M$⁴	-	-	-	93 M$ (notre part)


¹	Selon un prix au comptant de l'uranium de 40,50 $US par livre (prix Ux au comptant au 29 avril 2013), un indicateur de prix à long terme de 57,00 $US par livre (indicateur Ux à long terme au 29 avril 2013) et un taux de change de 1,00 $US pour 1,00 $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 2013, 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.
⁴	Ne comprend pas notre part de dépenses en immobilisations chez BPLP.

Nous prévoyons désormais une hausse de 5 % à 10 % du volume des ventes dans notre secteur des services de combustible (au lieu d'une hausse précédente allant jusqu'à 5 %), en raison d'une augmentation de la production de services de combustible (15 à 16 millions KgU par rapport à 13 à 14 millions KgU en 2012) et des engagements de vente en 2013.

Dans nos secteurs de l'uranium et des services de combustibles, 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. Nous prévoyons que nos livraisons d'uranium pour le deuxième trimestre seront supérieures à celles du premier trimestre. Les ventes d'uranium pour le bilan de 2013 devraient être plus lourdement pondérées (environ 60 %) sur la seconde moitié de l'exercice. Cependant, tous les avis de livraison n'ont pas été reçus à ce jour, et cela pourrait altérer le schéma de livraisons. Généralement, nous recevons nos avis six mois à l'avance de la date de livraison requise.

ANALYSE DE SENSIBILITÉ

Pour le reste de l'exercice 2013 :

Une variation de 5 $US par livre du prix Ux au comptant (40,50 $US par livre au 29 avril 2013) et de l'indicateur de prix Ux à long terme (57,00 $US par livre au 29 avril 2013) modifierait le revenu de 56 M$ et le bénéfice net de 30 M$.
Une variation de 5 $/MWh du prix au comptant de l'électricité modifierait notre bénéfice net pour 2013 de 1 M$ en se fondant sur l'hypothèse que le prix au comptant demeurera inférieur au prix plancher de 52,34 $/MWh prévu par le contrat de BPLP avec l'Office de l'électricité de l'Ontario (OÉO).
Une variation d'un cent (1 ¢) de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain modifierait notre revenu de 9 M$ et notre bénéfice net ajusté de 5 M$. Cette sensibilité repose sur un taux de change de 1 $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 bénéfices liés aux opérations abandonnées.

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$)		TRIMESTRE CLOS AU 31 MARS
(M$)		2013		2012
Bénéfice net attribuable aux actionnaires		9		129
Ajustements
	Ajustements sur produits dérivés¹(avant impôts)	25		(11	)
	Impôt sur le bénéfice ajusté aux produits dérivés	(7	)	3
Bénéfice net ajusté		27		121

¹ En 2008, nous avons choisi de mettre fin à la comptabilité de couverture pour notre portefeuille de contrats de vente à terme en devises étrangères. Depuis, 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.

Communication d'informations à l'ARC

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 2007. Nous pensons que le règlement final de ce différend n'affectera pas de manière significative notre position financière, nos résultats d'exploitation et nos flux de trésorerie pendant la ou les années de règlement.

Aucun changement factuel n'a eu lieu dans cette affaire depuis que nous l'avons initialement communiquée en 2008. Cependant, en 2013, nous avons été contraints à communiquer séparément le paiement au comptant à l'ARC d'environ 27 M$ de pénalités d'impôts, d'intérêts et d'acomptes provisionnels. Jusqu'à 2013, il ne nous était pas demandé d'effectuer de paiements d'impôts au comptant en raison de la disponibilité de déductions électives et de reports de perte aux fins de l'impôt. Cependant, il nous était demandé d'effectuer de petits paiements au comptant pour des pénalités d'intérêts et d'acomptes provisionnels qui ont totalisé environ 13 M$. Ces montants n'ont pas été présentés séparément car ils n'étaient pas importants pendant une année donnée. L'établissement des prix de transfert est un domaine complexe du droit fiscal, et il est difficile de prédire l'issue d'une affaire comme la nôtre en raison du nombre peu élevé de décisions judiciaires publiées concernant l'établissement des prix de transfert au Canada. Cependant, les autorités fiscales se concentrent généralement sur deux éléments :

la gouvernance (structure)
le prix

Étant donné que la majorité de nos clients sont basés en dehors du Canada, nous avons établi une filiale de commercialisation à l'étranger. Pour que cette filiale soit en mesure de conclure des contrats de vente, elle doit être soutenue par un approvisionnement d'uranium, ce que permettent nos contrats d'achat et de vente inter-sociétés ainsi que nos contrats d'approvisionnement en uranium avec des tiers. Nous disposons d'arrangements de prix de transfert de pleine concurrence en place, qui exposent les deux parties aux risques et aux avantages qui leur sont inhérents en vertu de ce portefeuille de contrats d'achat et de vente.

Concernant les prix contractuels, ils sont généralement comparables à ceux établis dans les contrats de vente entre des acheteurs et vendeurs de pleine concurrence à cette époque. En nous basant sur une analyse de notre portefeuille de contrats et des autres contrats conclus à cette époque, nous avons comptabilisé une provision fiscale cumulative de 65 M$, où 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 pendant la période allant de 2003 au 31 mars 2013.

Nous envisageons avec confiance notre succès dans notre affaire, toutefois la Loi de l'impôt sur le revenu du Canada comprend des dispositions qui exigent que certaines sociétés paient 50 % des impôts au comptant en plus des pénalités d'intérêts et d'acomptes provisionnels connexes au moment de la réévaluation. Pour les exercices de 2003 à 2007, l'ARC a émis des avis de réévaluation pour environ 1,3 Md$ de revenu additionnel aux fins de l'impôt canadien, qui donnerait lieu à une charge d'impôt connexe d'environ 380 M$. Après l'application des déductions électives et des reports de perte aux fins de l'impôt aux montants réévalués en 2012, le montant à payer obtenu s'élevait à environ 54 M$, dont une tranche de 50 %, soit 27 M$, a été versée en 2013. L'ajout des 13 M$ versés lors des exercices précédents porte le total au comptant payé à l'ARC à 40 M$. Aucune pénalité de prix de transfert n'a été évaluée.

En employant la méthodologie que nous pensons que l'ARC continuera d'appliquer, et en incluant le montant de 1,3 Md$ déjà réévalué, nous prévoyons de recevoir des avis de réévaluation pour un total d'environ 4,9 Md$ de revenu tel qu'imposable au Canada pour les exercices 2003 à 2012, ce qui donnerait lieu à une charge d'impôt connexe d'environ 1,4 Md$. Les impôts au comptant à payer s'élèveraient entre 800 M$ et 850 M$. Par ailleurs, nous estimons que des pénalités d'intérêts et d'acomptes provisionnels seraient appliquées, avec un impact significatif pour Cameco. Nous serions responsables du versement de 50 % des impôts au comptant, soit entre 400 M$ et 425 M$, en plus des pénalités d'intérêts et d'acomptes provisionnels connexes évaluées, avec un impact significatif pour Cameco.

En vertu de la Loi de l'impôt sur le revenu du Canada, le montant à verser chaque année dépendra du montant du revenu réévalué cette année-là et de la disponibilité de déductions électives et de reports de perte aux fins de l'impôt. Cependant, nous prévoyons que le calendrier ci-dessous sera généralement suivi.

AU 31 MARS 2013 (M$)	2003 - 2013		2014 - 2016		2017 - 2023		TOTAL
50 % des impôts au comptant à payer pendant la période¹	18		50 - 75		325 - 350		400 - 425

¹Ces montants ne comprennent pas les pénalités d'intérêts et d'acomptes provisionnels, qui totalisaient environ 22 M$ au 31 mars 2013.

À la lumière de notre avis sur l'issue probable de l'affaire telle que décrite ci-dessus, nous prévoyons recouvrir les montants versés à l'ARC, y compris les 40 M$ déjà payés.

L'affaire sur la réévaluation de 2003 devrait passer en jugement au cours de l'automne 2014. Si ce calendrier est respecté, la Cour de l'impôt devrait rendre son jugement en 2015.

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

Cette discussion à propos de nos attentes relatives à notre litige fiscal avec l'ARC et les futures réévaluations fiscales par l'ARC, y compris les montants de notre futur revenu additionnel imposable, de notre charge d'impôt additionnelle, des impôts au comptant à payer, des pénalités d'intérêts et éventuelles s'y rapportant et des versements connexes, ainsi que le moment attendu d'une décision de la Cour de l'impôt, 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, ainsi que sur les hypothèses et risques plus spécifiques énoncés ci-dessous. Tout résultat réel peut varier considérablement.

Hypothèses

L'ARC procédera à notre réévaluation pour les exercices 2008 à 2012 en employant une méthodologie similaire à celle utilisée pour les exercices 2003 à 2007, avec une période de non-disponibilité pour les réévaluations de chaque exercice similaire à celle survenue à ce jour.
Nous serons en mesure d'appliquer des déductions électives et des reports de perte aux fins de l'impôt dans la mesure anticipée.
L'ARC ne cherchera pas à imposer des pénalités de prix de transfert en plus des pénalités d'intérêts et d'acomptes provisionnels.
Nous connaîtrons un succès considérable dans notre différend avec l'ARC et la provision fiscale cumulative de 65 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

L'ARC procède à notre réévaluation pour les exercices 2008 à 2012 en employant une méthodologie différente de celle utilisée pour les exercices 2003 à 2007, ou nous ne serons pas en mesure d'appliquer des déductions électives et des reports de perte aux fins de l'impôt dans la mesure anticipée, donnant lieu à des paiements au comptant requis à l'ARC dans l'attente de l'issue de la procédure de règlement du différend plus élevés que prévu.
La période de non-disponibilité pour les réévaluations de chaque exercice est différente de celle survenue à ce jour.
L'ARC pourrait chercher à imposer des pénalités de prix de transfert.
Nous échouons et l'issue de notre différend avec l'ARC donne 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 aurait un impact négatif sur notre liquidité, notre position financière, nos résultats d'exploitation et nos flux de trésorerie.
L'impôt au comptant à payer augmente en raison d'ajustements imprévus par l'ARC ne se rapportant pas aux prix de transfert.

Résultats financiers par secteur

Uranium

		TRIMESTRE CLOS AU 31 MARS
POINTS SAILLANTS		2013	2012	VARIATION
Volume de production (millions lb)		5,9	4,8	23	%
Volume des ventes (millions lb)		5,1	8,2	(38)	%
Prix au comptant moyen ($US/lb)		42,71	51,73	(17)	%
Prix à long terme moyen ($US/lb)		56,50	60,33	(6)	%
Prix réalisé moyen
	($US/lb)	48,42	48,69	(1)	%
	($CA/lb)	48,25	49,32	(2)	%
Coût de vente unitaire moyen ($CA/lb) (dépréciation et amortissement compris)		31,90	31,99	-
Revenu (M$)		247	406	(39)	%
Marge brute (M$)		84	143	(41)	%
Marge brute (%)		34	35	(3)	%

PREMIER TRIMESTRE

Ce trimestre, le volume de production était 23 % plus élevé par rapport au premier trimestre 2012, une hausse principalement attribuable à une augmentation de la production à McArthur River/Key Lake et Inkai. Pour davantage de détails, se référer à la section Mises à jour sur les activités d'exploitation et les projets de développement.

Les revenus du secteur de l'uranium ont enregistré une baisse de 39 % en raison d'une chute de 38 % du volume des ventes et de 2 % du prix réalisé moyen en dollars canadiens.

Ce trimestre, nos prix réalisés moyens étaient plus faibles qu'au premier trimestre 2012, principalement en raison de la baisse des prix en $US en vertu des contrats liés au marché. Au cours du premier trimestre 2013, le prix au comptant de l'uranium s'est élevé en moyenne à 42,71 $US, soit une baisse de 17 % par rapport aux 51,73 $US du premier trimestre 2012.

Le coût total des ventes (dépréciation et amortissement compris) a diminué de 38 % (163 M$ comparativement à 263 M$ en 2012). Cette baisse est principalement attribuable à une chute de 38 % du volume des ventes et à une réduction des frais de redevance en raison d'un prix réalisé légèrement inférieur et à une diminution des livraisons du matériel produit en Saskatchewan. Au cours du premier trimestre 2013, les frais de redevance ont totalisé 14 M$, comparativement à 33 M$ au premier trimestre 2012.

L'effet net était une diminution de 59 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.

		TRIMESTRE CLOS AU 31 MARS
($CA/lb)		2013	2012	VARIATION
Produit
	Coût décaissé	19,12	22,39	(15)	%
	Frais sans décaissements	8,44	7,51	12	%
	Coût total de production	27,56	29,90	(8)	%
	Quantité produite (millions lb)	5,9	4,8	23	%
Acheté
	Coût décaissé	33,44	34,64	(3)	%
	Quantité achetée (millions lb)	2,3	1,4	64	%
Totaux
	Coûts produits et achetés	29,21	30,97	(6)	%
	Quantités produites et achetées (millions lb)	8,2	6,2	32	%

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 premiers trimestres de 2013 et 2012.

RAPPROCHEMENT DU COÛT DÉCAISSÉ ET DU COÛT TOTAL PAR LIVRE

		TRIMESTRE CLOS AU 31 MARS
(M$)		2013		2012		VARIATION
Coût des produits vendus		144,0		231,1		(38)	%
Plus / Moins
	Redevances	(14,4	)	(33,4	)	(57)	%
	Frais en attente	(8,1	)	(7,1	)	14	%
	Autres coûts de vente	2,8		(1,9	)	(247)	%
	Variation des stocks	65,4		(32,7	)	(300)	%
Coûts d'exploitation décaissés (a)		189,7		156,0		22	%
Plus / Moins
	Dépréciation et amortissement	19,5		31,9		(39)	%
	Variation des stocks	30,3		4,1		639	%
Total des coûts d'exploitation (b)		239,5		192,0		25	%
	Uranium produit et acheté (millions lb) (c)	8,2		6,2		32	%
Coûts décaissés par livre (a ÷ c)		23,14		25,16		(8)	%
Total des coûts par livre (b ÷ c)		29,21		30,97		(6)	%

REDEVANCES

Le gouvernement de la Saskatchewan a récemment approuvé des modifications aux régimes de redevances de base et progressives pour l'uranium telles que décrites ci-dessous.

La redevance de base est égale à 5 % des ventes brutes d'uranium de la Saskatchewan (ventes brutes), moins le crédit de ressources naturelles de la Saskatchewan, qui, à partir du 1^er avril 2013, s'élève à 0,75 % des ventes brutes. Préalablement aux modifications approuvées par le gouvernement le 20 mars 2013, le crédit de ressources naturelles de la Saskatchewan était égal à 1 % des ventes brutes.

Le gouvernement a également changé les redevances progressives d'un régime basé sur le revenu à un régime modifié basé sur le bénéfice avec effet rétroactif au 1^er janvier 2013. En vertu du nouveau régime, une redevance progressive de 10 % sera versée sur les bénéfices allant jusqu'à 22 $/kg d'U₃O₈ (9,98 $/lb) et une redevance progressive de 15 % sera versée sur les bénéfices dépassant 22 $/kg d'U₃O₈. Le bénéfice sera calculé à partir des ventes brutes, moins certains coûts d'exploitation, les coûts d'exploration et les coûts d'investissement réels. Les coûts seront déductibles car encourus à la discrétion du producteur, sous réserve des règles transitoires.

La structure globale devrait être positive au cours des 15 prochaines années, même si l'ampleur de l'impact ne sera connue qu'une fois les règlementations provinciales finalisées. Le moment exact de cette étape n'affectera pas la date d'entrée en vigueur du nouveau régime de redevances progressives.

Par ailleurs, en tant que société minière exerçant ses activités en Saskatchewan, nous payons une surcharge d'entreprise sur les ressources naturelles égale à 3 % des ventes brutes.

Services de combustible

(comprend les résultats pour l'UF₆, l'UO₂et la fabrication de combustibles)

	TRIMESTRE CLOS AU 31 MARS
POINTS SAILLANTS	2013	2012	VARIATION
Volume de production (millions kgU)	4,7	4,5	4	%
Volume des ventes (millions kgU)	3,4	2,9	17	%
Prix réalisé moyen ($CA/kgU)	19,60	20,57	(5)	%
Coût de vente unitaire moyen ($CA/kgU) (dépréciation et amortissement compris)	16,27	16,65	(2)	%
Revenu (M$)	66	60	10	%
Marge brute (M$)	11	11	-
Marge brute (%)	17	18	(6)	%

PREMIER TRIMESTRE

Le revenu total a augmenté de 10 % en raison d'une hausse de 17 % du volume des ventes, compensée par une baisse de 5 % du prix réalisé.

Le coût total des produits et services vendus (dépréciation et amortissement compris) a augmenté de 15 % (55 M$ comparativement à 48 M$ au premier trimestre 2012) en raison de la hausse du volume des ventes, compensée par une baisse du coût de vente unitaire moyen. En comparaison avec 2012, le coût de vente unitaire moyen était 2 % inférieur en raison du portefeuille de produits et services de combustible vendus.

L'effet net était une marge brute inchangée.

NUKEM

	TRIMESTRE CLOS AU 31 MARS
(EN M$, SAUF AVIS CONTRAIRE)	NUKEM	COÛTS D'ACQUISITION		CONSOLIDÉS
Vente d'uranium (millions lb)	2,3	-		2,3
Vente de services de conversion (millions kgU)	0,3	-		0,3
Revenu	132	(1	)	131
Coût des produits vendus (amortissement et dépréciation compris)	103	24		127
Marge brute	29	(25	)	4
Bénéfice net	14	(17	)	(3	)
Ajustements sur les produits dérivés¹	2	-		2
Bénéfice net ajusté¹	16	(17	)	(1	)
Trésorerie provenant des activités d'exploitation (M$)	99	-		99

¹ Les ajustements reflètent les gains et pertes non réalisés sur les contrats de vente en devises étrangères.

Le 9 janvier 2013, nous avons finalisé l'acquisition de NUKEM Energy GmbH (NUKEM) auprès d'Advent International (Advent) et d'autres actionnaires. NUKEM est une société de négociation et de courtage en produits et services de combustible nucléaire de premier plan mondial.

NUKEM a été acquise pour des contreparties en espèces de 107 MEUR (140 M$US). Nous avons également pris en charge la dette nette de NUKEM qui s'élevait à environ 79 MEUR (111 M$US) au 9 janvier 2013. Les frais de 4 M$ (2012) relatifs à l'acquisition ont été réglés et inclus dans les dépenses d'administration dans les états consolidés des résultats, de même que des frais de conseil à hauteur de 3 M$ (2013). Nous avons bénéficié des avantages économiques de la possession de NUKEM au 1^er janvier 2012, toutefois, conformément aux exigences comptables, nos informations financières reflèteront les résultats à partir du 9 janvier 2013.

L'accord d'acquisition inclut également une clause d'indexation sur les bénéfices futurs qui pourrait offrir à Advent une part des bénéfices de NUKEM sous certaines conditions pour les exercices 2012 à 2014. Cette indexation sur les bénéfices futurs est basée sur le dépassement par NUKEM de certains niveaux de seuil minimum de BAIIA (bénéfice avant intérêts, impôts et amortissements), tels que spécifiés et définis dans l'accord d'acquisition. Le BAIIA est dérivé de l'état financier vérifié de NUKEM. Pour 2012, le montant de l'indexation s'est élevé à 8 M$US, car le BAIIA pour l'exercice a dépassé le seuil de règlement de 115 M$US. Le cas échéant, le prochain règlement de l'indexation sur les bénéfices futurs sera effectué en 2015.

À des fins comptables, le prix d'achat est affecté aux actifs et passifs acquis en fonction de leurs valeurs justes à la date de l'acquisition. L'affectation du prix d'achat est fournie dans le tableau ci-dessous. Nous estimons que ces valeurs sont représentatives de la transaction, toutefois, il est possible que l'affectation finale soit différente.

Une grande partie du prix d'achat était attribuable aux stocks de combustible nucléaire et au portefeuille de contrats de vente et d'achat acquis. Les montants affectés aux stocks et aux contrats ont été calculés en fonction des valeurs de marché à la date de l'acquisition. Ils seront imputés au bénéfice au cours de la ou des périodes correspondant aux transactions. Le montant catégorisé en tant que fonds commercial reflète la valeur affectée aux capacités de bénéfices futurs attendus de l'organisation. Il s'agit du potentiel de gains qui, selon nos prévisions, sera réalisé par le biais de nouveaux arrangements commerciaux. Le fonds commercial n'est pas amorti et est soumis à un test de dépréciation au moins une fois par an.

AFFECTATION DU PRIX D'ACHAT

		MILLIONS $US
Actif net
	Fonds de roulement	(22	)
	Stocks	165
	Ventes, contrats d'achat et autres actifs incorporels	88
	Fonds commercial	88
	Créances	(117	)
	Impôts différés	(54	)
Actif net acquis		148
Financé par
	Trésorerie	140
	Contrepartie additionnelle (indexation sur les bénéfices futurs)	8
Passif et capitaux propres		148

PREMIER TRIMESTRE

Au cours du premier trimestre 2013, NUKEM a livré 2,3 millions de livres d'uranium et 0,3 million kgU de services de conversion. Sur une base consolidée, NUKEM a contribué à hauteur de 131 M$ au revenu et de 4 M$ à la marge brute, avec une perte nette ajustée (voir mesure non-IFRS) de 1 M$ tandis que les charges administratives et de financement ont plus que contrebalancé la marge brute au cours ce trimestre. La contribution de NUKEM à notre bénéfice est considérablement affectée par notre comptabilisation du prix d'achat. En faisant abstraction de l'impact du prix d'achat, le bénéfice net ajusté (voir mesure non-IFRS) de NUKEM a totalisé 16 M$ au cours de ce trimestre. NUKEM a généré de solides flux de trésorerie de 99 M$ provenant de ses activités d'exploitation pendant le premier trimestre, principalement en raison d'une diminution des stocks et du recouvrement de comptes débiteurs.

Comme indiqué ci-dessus, une grande partie du prix d'achat de NUKEM était attribuable aux stocks et au portefeuille de contrats. Concernant les stocks de combustible nucléaire, les quantités affectées reposaient sur les valeurs de marché à la date d'acquisition. Étant donné que ces quantités sont livrées aux clients de NUKEM, nous ajusterons le coût des produits vendus afin de refléter les valeurs à la date d'acquisition, indépendamment des coûts historiques de NUKEM.

À la date du contrat d'achat, si les contrats de vente et d'achat de NUKEM avaient été réglés, cela aurait eu un impact financier extrêmement positif et, en conséquence, nous avons payé une prime pour acquérir ce portefeuille. Ainsi, une partie du prix d'achat a été affectée à divers contrats. Dans nos calculs pour NUKEM, nous amortirons les montants affectés au portefeuille lors des périodes pendant lesquelles NUKEM agit en vertu des contrats pertinents. L'effet net est une réduction de la marge brute comptabilisée relative aux résultats de NUKEM. Nous prévoyons que la majorité du montant affecté au portefeuille de contrats sera amortie dans un délai de deux ans.

Résultats du secteur de l'électricité

PREMIER TRIMESTRE

Ce trimestre, le revenu total du secteur de l'électricité a diminué de 14 % en raison d'une baisse de la production et du prix réalisé. Les prix réalisés reflètent les ventes au comptant, le revenu enregistré dans le cadre de l'accord de BPLP avec l'Office de l'électricité de l'Ontario (OÉO) et les produits de contrats financiers. Ce trimestre, BPLP a comptabilisé un revenu de 124 M$ en vertu de son accord avec l'OÉO, comparativement à 185 M$ au premier trimestre 2012. Ce trimestre également, l'équivalent d'environ 77 % de la production de BPLP a été vendu en vertu de contrats financiers, comparativement à 62 % au premier trimestre 2012. Périodiquement, BPLP entre sur le marché pour immobiliser les gains de ces contrats. Au premier trimestre 2013, les gains issus des activités contractuelles de BPLP étaient plus faibles qu'au trimestre comparable de 2012.

Le facteur de capacité s'est élevé à 78 % au cours de ce trimestre, en baisse en regard des 85 % du premier trimestre 2012. Ce trimestre, 70 jours d'interruption planifiés et neuf jours d'interruption imprévus ont eu lieu, comparativement à 46 jours d'interruption planifiés et cinq jours d'interruption imprévus au premier trimestre 2012.

Les coûts d'exploitation ont atteint 283 M$, comparativement à 255 M$ en 2012, en raison d'une augmentation des coûts de maintenance principalement attribuable à un nombre de jours d'interruption planifiés supérieur au cours du premier trimestre.

Le résultat a été une perte de 1 M$ avant impôts au premier trimestre 2013, comparativement à un bénéfice avant impôts de 79 M$ au premier trimestre 2012.

BPLP a distribué 100 M$ aux partenaires au premier trimestre. Notre part a totalisé 32 M$. Le capital appelé par BPLP aux partenaires a atteint 7 M$ au premier trimestre. Notre part s'est élevée à 2 M$. Les partenaires ont convenu que BPLP distribuera l'excédent de trésorerie mensuellement, et fera des appels de fonds distincts pour les grands projets d'immobilisations.

PROLONGATION DE L'ACCORD RELATIF AU PRIX PLANCHER

Bruce Power et l'OÉO sont parvenus à un accord en vue de modifier l'Accord de remise en état de Bruce Power afin de prolonger le prix plancher des dates initiales de fin de vie de l'unité Bruce B d'entre 2016 et 2019, à entre 2019 et 2020. Cela ne change pas le prix plancher de Bruce B.

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

Dans notre secteur de l'uranium, la production a enregistré une hausse de 1,1 million de livres ce trimestre par rapport au premier trimestre 2012.

PRODUCTION D'URANIUM

PART DE CAMECO	TRIMESTRE CLOS AU 31 MARS
(MILLIONS LB)	2013	2012	VARIATION
McArthur River/Key Lake	3,5	2,9	21	%
Rabbit Lake	1,1	1,0	10	%
Smith Ranch-Highland	0,3	0,2	50	%
Crow Butte	0,2	0,2	-
Inkai	0,8	0,5	60	%
Total	5,9	4,8	23	%

McArthur River/Key Lake

Ce trimestre, la production était 21 % supérieure à celle de la période comparable de l'exercice précédent en raison du calendrier relatif à l'arrêt de maintenance annuel. L'usine sera fermée pendant trois mois en mai afin d'achever les travaux prévus. Selon nos prévisions, notre part de production cette année devrait s'élever à 13,2 millions de livres d'U3O8.

Nous continuons à faire avancer les galeries d'exploration dans les directions Sud-Ouest et Nord-Est et nous nous concentrerons sur le développement de la zone 4 et des zones situées à l'extrémité Sud des travaux miniers souterrains.

Nous continuons à faire avancer l'évaluation environnementale relative au projet d'extension de Key Lake. Nous prévoyons de soumettre la version finale de l'étude d'impact environnemental aux fins de révision par les autorités de réglementation provinciales et fédérales en vue d'obtenir les autorisations règlementaires requises en 2013.

Rabbit Lake

La production demeure conforme aux prévisions pour l'exercice. Pour garantir le fonctionnement le plus efficace de l'usine tout au long de l'année, nous gérons constamment l'approvisionnement de minerai et par conséquent, connaissons d'importantes variations de la production de l'usine de trimestre en trimestre.

Smith Ranch-Highland et Crow Butte

Dans nos exploitations américaines, la production trimestrielle était légèrement supérieure à celle du premier trimestre 2012.

Notre capacité à mettre en production de nouveaux champs de captage dans le Wyoming et le Nebraska continue d'être affectée par le processus d'examen prolongé visant à obtenir des approbations règlementaires. L'environnement d'exploitation est en train de devenir plus complexe tandis que l'intérêt public et la surveillance règlementaire augmentent.

À Smith Ranch-Highland, nous terminons actuellement la construction de la centrale satellite et des premiers champs de captage à North Butte, avec un début de production attendu au cours du deuxième trimestre. North Butte devrait contribuer à hauteur d'environ 300 000 livres en 2013 et accélérer jusqu'à un taux de production annuel cible de plus de 700 000 livres par an d'ici 2015.

Inkai

Ce trimestre, la production était 60 % supérieure à celle du trimestre comparable de l'exercice précédent. Nous avons poursuivi l'introduction de nouveaux champs de captage afin de maintenir une teneur de tête plus élevée dans notre portefeuille de production, ce qui a donné lieu à cette production plus importante au premier trimestre. Cette teneur de tête plus élevée ainsi que d'autres améliorations apportées au processus d'extraction permettent à l'exploitation d'Inkai d'atteindre un niveau de production équivalent à sa capacité nominale de 5,2 millions de livres par an.

Cigar Lake

Nous avons continué d'accomplir d'importants progrès à Cigar Lake au cours du premier trimestre et prévoyons une mise en service de la mine à la mi-2013, avec les premières livres conditionnées au cours du quatrième trimestre.

Pendant ce trimestre, la première unité de forage à érosion a achevé un programme d'essai fructueux dans la roche stérile. La seconde unité de forage à érosion devrait être expédiée sur le site et enterrée au cours du deuxième trimestre.

L'installation de l'infrastructure souterraine et de surface requise pour commencer la mise en service de la mine à la mi-2013 est en cours et avance bien.

La licence de Cigar Lake accordée par la Commission canadienne de sûreté nucléaire (CCSN) expire à la fin de l'année 2013. La licence actuelle autorise diverses activités de construction minière ainsi que l'exploitation de minerai à des fins de mise en service. En 2012, nous avons déposé une demande auprès de la CCSN en vue de modifier la licence actuelle, avant sa date d'expiration. Cette demande comprenait une requête pour une licence d'une durée de dix ans. La CCSN a tenu une audience publique le 3 avril 2013. Nous nous attendons à ce qu'une décision soit prise au cours du deuxième trimestre et anticipons que Cigar Lake disposera d'une licence d'exploitation complète à la mi-2013.

Services de combustible

Les services de combustible ont produit 4,7 millions kgU au premier trimestre, soit 4 % de plus qu'au trimestre comparable de l'exercice précédent. Étant donné que nous avons augmenté notre cible de production en 2013 à entre 15 et 16 millions kgU, notre production trimestrielle devrait être supérieure aux périodes comparables de 2012.

Les conventions collectives actuelles avec les employés syndiqués dans l'installation de conversion de Port Hope expireront le 30 juin 2013. Le processus de négociation a débuté en avril 2013. Cela pourrait représenter un risque pour la production si nous n'étions pas en mesure de parvenir à un accord et si une cessation de travail avait lieu.

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 du Sud de la Saskatchewan pour Cameco

Cigar Lake

Grant Goddard, vice-président de l'exploitation minière du Nord de la Saskatchewan pour Cameco

Inkai

Alain G. Mainville, directeur de la gestion des ressources minérales de 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, objectifs, cibles, projet, 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 et du premier 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 2013 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 2013, ainsi que nos perspectives consolidées pour l'exercice.
Nos attentes concernant les modifications apportées aux régimes de redevance sur l'uranium de la Saskatchewan.
Nos attentes relatives à notre litige fiscal avec l'Agence du revenu du Canada (ARC) et les futures réévaluations fiscales par l'ARC.
Nos futurs projets pour chacune de nos propriétés d'exploitation d'uranium et chacun de nos projets de développement.
Nos attentes relatives à Cigar Lake

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, ou nous échouons dans notre différend avec l'ARC.
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, ou faisons l'objet de litiges ou d'arbitrage dont l'issue est défavorable.
Il existe des vices ou des problèmes relatifs aux titres de nos propriétés.
Nos estimations des réserves et ressources minérales sont inexactes ou nous devons faire face à des défis ou des conditions géologiques, hydrologiques relatives à l'exploitation minière imprévues 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 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.
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, Key Lake ou l'installation de conversion de Port Hope), 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.
Le volume des ventes d'uranium, les flux de trésorerie et les bénéfices réels de NUKEM en 2013 et dans le futur sont moins élevés que prévu en raison de pertes associées à nos achats sur le marché au comptant, une défaillance d'une contrepartie sur un paiement ou concernant d'autres obligations, l'insolvabilité d'une contrepartie ou d'autres risques.
Le départ de membres du personnel clés à NUKEM pourrait avoir un effet négatif sur les activités poursuivies.

Hypothèses importantes

Nos prévisions relatives aux volumes des ventes et achats et aux prix de l'uranium, des services de combustible et de l'électricité.
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 affectés négativement par les changements dans la régulation ou dans la perception du public à l'égard de la sécurité entourant les centrales nucléaires.
Nos prévisions en matière de niveau 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, l'issue du différend avec l'ARC, les taux de change des devises étrangères et les taux d'intérêt.
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 la réussite de la méthode de forage à érosion à Cigar Lake et notre capacité à obtenir des systèmes de forage à érosion supplémentaires selon nos besoins et le calendrier prévu.
La réussite de nos projets de développement, d'exploitation minière et de production à McArthur
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, Key Lake ou l'installation de conversion de Port Hope), les grèves et lock-out, 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.
Le volume des ventes d'uranium, les flux de trésorerie, et les bénéfices réels de NUKEM en 2013 et dans le futur seront en phase avec nos prévisions.
Les membres clés du personnel resteront chez NUKEM

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 juillet 2013, aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 28 juin 2013.

Téléconférence

Nous vous invitons à participer à notre téléconférence du premier trimestre le mercredi 1^er mai 2013 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 (877) 240-9772 (Canada et États-Unis) ou le (416) 340-8530. 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 1^er juin 2013 à minuit (heure de l'Est)
en composant le (800) 408-3053 ou le (905) 694-9451 (code d'accès 7039949#)

Informations supplémentaires

Notre rapport de gestion du premier 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 2012, 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, notamment en Ontario, où nous sommes un associé commanditaire dans la plus importante centrale d'électricité nucléaire de l'Amérique du Nord. 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 et sociétés affiliées, y compris NUKEM Energy Gmbh (NUKEM), sauf avis contraire.

Renseignements:

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

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

Cameco présente ses résultats financiers du premier trimestre