Cameco présente ses résultats financiers du troisième trimestre

SASKATOON, SASKATCHEWAN--(Marketwired - 2 nov. 2013) -

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

• Solides résultats pour le troisième trimestre et en cumul annuel - hausse du revenu, de la marge brute et du bénéfice net
• Augmentation des volumes de vente et des prix réalisés moyens dans nos secteurs de l'uranium et des services de combustible
• Prévisions reconfirmées pour les ventes annuelles
• Début des activités de forage à érosion à Cigar Lake dans de la roche stérile
• Obtention de licences d'exploitation de 10 ans à McArthur River, Key Lake et Rabbit Lake
• Livraison de nos premières expéditions d'uranium canadien en Chine en vertu du nouvel accord de coopération nucléaire Canada-Chine

Cameco (TSX:CCO)(NYSE:CCJ) a présenté aujourd'hui ses résultats financiers et d'exploitation consolidés pour le troisième trimestre clos au 30 septembre 2013, conformément aux Normes internationales d'information financière (IFRS).

« Nos résultats financiers solides pour le troisième trimestre et en cumul annuel reflètent la force de notre stratégie en matière de contrats dans cet environnement de prix plus faibles, nous procurant des prix réalisés moyens plus élevés qui sont largement supérieurs au prix au comptant actuel de l'uranium », a déclaré Tim Gitzel, président et chef de la direction de Cameco.

« Nous commençons à voir certains des avantages en termes de coûts de la restructuration que nous avons entreprise plus tôt cette année et, dans l'ensemble, nous sommes sur la bonne voie pour concrétiser nos perspectives, et prévoyons même de réaliser de meilleurs résultats dans certains domaines par rapport aux prévisions précédentes. Nous nous sommes adaptés aux conditions actuellement difficiles du marché et continuons à poursuivre un plan de croissance afin de tirer parti des opportunités que nous envisageons sur le long terme. »

POINTS SAILLANTS		TRIMESTRE CLOS AU 30 SEPTEMBRE				PÉRIODE DE NEUF MOIS CLOSE AU 30 SEPTEMBRE
(EN MILLIONS $, SAUF AVIS CONTRAIRE)		2013	2012	VAR.		2013	2012	VAR.
Revenu		597	296	102	%	1 461	1 044	40	%
Marge brute		228	85	168	%	422	285	48	%
Bénéfice net attribuable aux actionnaires		211	79	167	%	254	212	20	%
	$ par action ordinaire (résultat dilué)	0,53	0,20	165	%	0,64	0,54	19	%
Bénéfice net ajusté (voir mesures non-IFRS)		208	49	324	%	295	200	48	%
	$ par action ordinaire (résultat ajusté et dilué)	0,53	0,12	342	%	0,75	0,51	47	%
Trésorerie provenant des activités d'exploitation (après variation du fonds de roulement)		136	36	278	%	368	293	26	%

TROISIÈME TRIMESTRE

Ce trimestre, le bénéfice net ajusté attribuable aux actionnaires (bénéfice net) a atteint 211 M$ (0,53 $ par action après dilution), comparativement à 79 M$ (0,20 $ par action après dilution) au troisième trimestre 2012. Le bénéfice net a été affecté par les éléments énumérés ci-dessous.

Sur une base ajustée, notre bénéfice s'est élevé ce trimestre à 208 M$ (0,53 $ par action après dilution), comparativement à 49 M$ (0,12 $ par action après dilution) (voir mesures non-IFRS) au troisième trimestre 2012, principalement pour les raisons suivantes :

• Une hausse du bénéfice issu de notre secteur de l'uranium en raison d'une augmentation du volume des ventes et des prix réalisés en relation avec notre portefeuille de contrats et un dollar canadien plus faible
• Une baisse des dépenses d'exploration
• Partiellement compensé par une augmentation des charges d'impôts sur le bénéfice

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

NEUF PREMIERS MOIS

Au cours des neuf premiers mois de l'exercice, le bénéfice net s'est élevé à 254 M$ (0,64 $ par action après dilution), comparativement à 212 M$ (0,54 $ par action après dilution) au cours des neuf premiers mois de 2012. Le bénéfice net a été affecté par les éléments énumérés ci-dessous, partiellement compensés 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 pour les neuf premiers mois de l'exercice en cours à 295 M$ (0,75 $ par action après dilution), comparativement à 200 M$ (0,51 $ par action après dilution) (voir mesures non-IFRS) pour les neuf premiers mois de 2012, principalement pour les raisons suivantes :

• Une augmentation du bénéfice issu de nos secteurs de l'uranium et des services de combustible, avec des prix réalisés plus élevés et une hausse des volumes de vente
• Une baisse des dépenses d'exploration
• Partiellement compensé par une diminution du bénéfice issu de notre secteur de l'électricité attribuable à une production plus faible et des coûts d'exploitation plus élevés

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

Mise à jour à propos du marché de l'uranium

Le marché de l'uranium demeure dans un état d'incertitude à court et moyen terme. De manière similaire au trimestre précédent, les volumes commandés sont restés faibles, car ni les acheteurs ni les fournisseurs ne semblent ressentir de pression pour passer ou recevoir des commandes. Un manque général de demande en services publics, combiné au stock excédentaire découlant de la suspension des réacteurs au Japon et à des problèmes opérationnels et des fermetures en Corée du Sud, a exercé une pression supplémentaire sur les prix de l'uranium au comptant mais aussi à long terme.

Nous pensons que le marché va pour le moment rester dans ce mode d'attente, jusqu'à la remise en service des réacteurs japonais, qui contribuera à écouler les stocks. Des progrès ont été accomplis dans ce domaine. Au 20 octobre, cinq compagnies de services publics avaient déposé une demande pour le redémarrage de 14 réacteurs, et l'Autorité de régulation du nucléaire du Japon effectue actuellement des évaluations. Sur le long terme, nous sommes convaincus que le nucléaire restera une source d'énergie importante pour le pays, à la fois pour son économie et pour atteindre ses objectifs environnementaux.

S'ajoutant aux difficultés actuelles sur le marché, la production est restée solide, et même légèrement en hausse. Cependant, plusieurs projets prévus ont été reportés en raison de prix de l'uranium insuffisants pour soutenir une nouvelle production. Ces reports n'affecteront pas directement le marché à court terme, mais pourraient avoir un effet sur les perspectives à plus long terme pour l'industrie de l'uranium. Compliquant davantage les perspectives en termes d'offres, il est possible que certains projets, principalement dirigés par des intérêts souverains, voient le jour malgré l'état du marché.

Sur le long terme, nous estimons que les principes de base pour l'industrie restent forts. Plus particulièrement, la Chine a réaffirmé ses importantes cibles de croissance pour 2020, et indiqué des plans visant à poursuivre une croissance supplémentaire à l'horizon 2030. Cette croissance est palpable, puisque les travaux de construction ont commencé sur deux réacteurs supplémentaires au cours du troisième trimestre, portant le total de réacteurs en cours de construction à 30.

Chez Cameco, nous continuons à nous préparer pour la croissance future que nous envisageons pour l'industrie, tout en demeurant réactifs aux signaux actuels du marché et en suivant une stratégie qui nous permettra de rester compétitifs dans des environnements délicats.

Perspectives pour 2013

Nos perspectives pour 2013 tiennent compte des dépenses de croissance nécessaires pour nous aider à mener à bien notre stratégie. Plusieurs éléments ont changé dans notre tableau de perspectives, et nous expliquons chaque changement 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 ; Bruce Power Limited Partnership (BPLP) n'est pas incluse dans les montants consolidés.

		CONSOLIDÉ		URANIUM		SERVICES DE COMBUSTIBLE		NUKEM		ÉLECTRICITÉ
Production		-		23,1 millions lb		15 à 16 millions kgU		-		-
Volume des ventes		-		31 à 33 millions lb		Hausse de 10 % à 15 %		8 à 10 millions lb U3O8		-
Facteur de capacité		-		-		-		-		87 %
Revenu comparé à 2012		Hausse de 30 % à 35 %		Hausse de 5 % à 10 %1		Hausse de 10 % à 15 %		450 à 550 M$		Baisse de 5 % à 10 %
Flux de trésorerie d'exploitation de NUKEM		-		-		-		50 à 70 M$		-
Marge brute de NUKEM		-		-		-		3 % à 5 %		-
Coût de vente unitaire moyen (dépréciation et amortissement compris)		-		Hausse de 0 % à 5 %2		Hausse de 0 % à 5 %		-		Hausse de 20 % à 25 %
Frais administratifs directs comparés à 20123		Hausse de 0 % à 5 %		-		-		10 à 12 M$		-
Frais d'exploration comparés à 2012		-		Baisse de 15 % à 20 %		-		-		-
Taux d'imposition		Recouvre- ment de 15 % à 20 %		-		-		Charges de 30 % à 35 %		-
Dépenses en immobilisations		685 M$4		-		-		-		80 M$ (notre part)

1	Selon un prix au comptant de l'uranium de 34,75 $USD par livre (Prix Ux au comptant au 28 octobre 2013), un indicateur de prix à long terme de 50,00 $US par livre (indicateur Ux à long terme au 30 septembre 2013) et un taux de change de 1,00 $US pour 1,03 $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 ni les coûts de restructuration.
4	Ne comprend pas notre part de dépenses en immobilisations chez BPLP.

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. Nous sommes sur la bonne voie pour atteindre nos objectifs de vente de 2013, et prévoyons de livrer entre 11 et 13 millions de livres d'uranium au cours du quatrième trimestre.

Nous avons revu à la baisse nos prévisions concernant la production à 23,1 millions de livres d'U₃O₈ (au lieu de 23,3 millions de livres d'U₃O₈ précédemment) afin de refléter le retrait de la production de Cigar Lake de nos prévisions de 2013, ainsi qu'une production plus faible prévue de nos activités aux États-Unis, compensée par une production prévue plus élevée à McArthur River/Key Lake.

Dans le secteur de l'uranium, nous prévoyons à présent une hausse de 5 % à 10 % de nos revenus par rapport à 2012 (au lieu d'une hausse allant jusqu'à 5 %précédemment) principalement en raison des modifications apportées à nos perspectives pour les taux de change des devises étrangères. Nous prévoyons désormais que la valeur du dollar américain par rapport au dollar canadien s'élèvera à 1,00 $ US pour 1,03 $ CA, en hausse par rapport à nos prévisions initiales de 1,00 $ US pour 1,00 $ CA.

Dans le secteur des services de combustible, nous prévoyons une augmentation des volumes de vente de 10 % à 15 % par rapport à 2012 (au lieu d'une augmentation de 5 % à 10 % précédemment), générant ainsi une hausse du revenu issu des services de combustible de 10 % à15 % (au lieu d'une hausse de 5 % à 10 % précédemment) par rapport à 2012. Nous prévoyons également une hausse du coût de vente unitaire allant jusqu'à 5 % (au lieu d'une baisse allant jusqu'à 5 % précédemment).

L'augmentation de nos prévisions pour les revenus issus des secteurs de l'uranium et des services de combustible a un impact sur le revenu consolidé, qui devrait à présent augmenter de 30 % à 35 % (au lieu de 25 % à 30 % précédemment) par rapport à 2012.

Dans le secteur NUKEM, le flux de trésorerie d'exploitation devrait totaliser entre 50 et 70 M$ (au lieu de 60 à 80 M$ précédemment) en raison de la décision d'augmenter les activités de vente prévues compte tenu des prix actuels.

Pour BPLP, nous prévoyons un facteur de capacité en 2013 de 87 % au lieu de 88 % tel qu'indiqué dans nos précédentes prévisions. Cette modification est principalement le résultat d'une augmentation des jours d'interruption au cours de l'exercice en cours.

ANALYSE DE SENSIBILITÉ

Pour le reste de l'exercice 2013 :

• Une variation de 5 $ US par livre du prix Ux au comptant (34,75 $ US par livre au 28 octobre 2013) et de l'indicateur de prix Ux à long terme (50,00 $ US par livre au 30 septembre 2013) modifierait le revenu de 14 M$ et le bénéfice net de 2 M$
• Une variation de 5 $/MWh du prix au comptant de l'électricité modifierait notre bénéfice net pour 2013 de 2 M$ en se fondant sur l'hypothèse que le prix au comptant demeurera inférieur au prix plancher de 52,34 $/MWh prévu par le contrat de BPLP avec l'Office de l'électricité de l'Ontario (OEO)
• Une variation d'un cent de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain modifierait notre revenu de 4 M$ et notre bénéfice net ajusté de 2 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 $ US pour 1,03 $ 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 de la dépréciation des stocks de NUKEM, ainsi que des pertes sur nos intérêts d'exploration.

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.

		TRIMESTRE CLOS AU 30 SEPTEMBRE				PÉRIODE DE NEUF MOIS CLOSE AU 30 SEPTEMBRE
(M$)		2013		2012		2013		2012
Bénéfice net attribuable aux actionnaires		211		79		254		212
Ajustements
	Ajustements sur produits dérivés1(avant impôts)	(41	)	(40	)	20		(16	)
	Dépréciation des stocks de NUKEM	17		-		17		-
	Perte sur les intérêts d'exploration	15		-		15		-
	Impôt sur le bénéfice ajusté aux produits dérivés	6		10		(11	)	4
Bénéfice net ajusté		208		49		295		200

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.

Résultats financiers par secteur

Uranium

		TRIMESTRE CLOS AU 30 SEPTEMBRE				PÉRIODE DE NEUF MOIS CLOS AU 30 SEPTEMBRE
POINTS SAILLANTS		2013	2012	VAR.		2013	2012	VAR.
Volume de production (millions lb)		5,8	5,3	9	%	16,2	15,4	5	%
Volume des ventes (millions lb)		8,5	5,2	63	%	20,1	18,4	9	%
Prix au comptant moyen ($US/lb)		34,75	48,08	(28	)%	39,21	50,38	(22	)%
Prix à long terme moyen ($US/lb)		53,00	60,67	(13	)%	55,50	60,67	(9	)%
Prix réalisé moyen
	($US/lb)	50,73	45,26	12	%	48,72	45,95	6	%
	($CA/lb)	52,59	45,77	15	%	49,81	46,41	7	%
Coût de vente unitaire moyen ($CA/lb) (dépréciation et amortissement compris)		26,19	28,85	(9	)%	29,91	31,50	(5	)%
Revenu (M$)		449	238	89	%	1 001	855	17	%
Marge brute (M$)		226	88	157	%	400	275	45	%
Marge brute (%)		50	37	35	%	40	32	25	%

TROISIÈME TRIMESTRE

Ce trimestre, le volume de production était 9 % plus élevé par rapport au troisième trimestre 2012, en raison de l'accélération des activités de notre mine satellite de North Butte et d'une hausse de la production à Smith Ranch-Highland, Rabbit 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 hausse de 89 % en raison d'une augmentation de 63 % des volumes de vente et de 15 % du prix réalisé moyen en dollar canadien. Le prix réalisé moyen était plus élevé ce trimestre par rapport au troisième trimestre 2012 en raison du bouquet de contrats et d'une hausse des prix du dollar américain en vertu de contrats à prix fixe. Au troisième trimestre 2013, notre taux de change des devises étrangères réalisé s'est élevé à 1,04 $ comparativement à 1,01 $ lors de l'exercice précédent.

Le coût total des ventes (dépréciation et amortissement compris) a augmenté de 49 % (224 M$ comparativement à 150 M$ en 2012). Cette hausse était principalement attribuable à une augmentation de 63 % des volumes de vente, compensée par une baisse du coût de vente unitaire.

Le coût unitaire des produits vendus était inférieur au troisième trimestre par rapport à la période comparable de 2012 en raison d'une production accrue et d'une réduction des dépenses dans le cadre de nos activités de restructuration.

L'effet net était une augmentation de 138 M$ de la marge brute pour le trimestre.

NEUF PREMIERS MOIS

Pour les neuf premiers mois de l'exercice, les volumes de production étaient 5 % plus élevés que lors de l'exercice précédent en raison de l'accélération de la production de notre mine satellite de North Butte et d'une augmentation de la production à Inkai. Pour davantage de détails, se référer à la section Mises à jour sur les activités d'exploitation et les projets de développement.

Pour les neuf premiers mois de l'exercice 2013, les revenus du secteur de l'uranium ont enregistré une hausse de 17 % par rapport à 2012, en raison d'une augmentation de 9 % des volumes de vente et de 7 % du prix réalisé moyen en dollar canadien.

Nos prix réalisés étaient plus élevés pour les neuf premiers mois de l'exercice 2013 par rapport à la période comparable de 2012, principalement en raison du bouquet de contrats et d'une hausse des prix du dollar américain en vertu de contrats à prix fixe.

Le coût total des ventes (dépréciation et amortissement compris) a augmenté de 4 % (601 M$ comparativement à 580 M$ en 2012). Cette hausse était principalement attribuable à une augmentation de 9 % des volumes de vente, compensée par une baisse du coût de vente unitaire.

L'effet net était une augmentation de 125 M$ de la marge brute pour les neuf premiers mois.

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 30 SEPTEMBRE				PÉRIODE DE NEUF MOIS CLOSE AU 30 SEPTEMBRE
($/LB)		2013	2012	VAR.		2013	2012	VAR.
Produit
	Coût décaissé	17,68	21,11	(16	)%	19,66	21,18	(7	)%
	Frais sans décaissements	10,63	8,62	23	%	9,48	8,01	18	%
	Coût total de production	28,31	29,73	(5	)%	29,14	29,19	-
	Quantité produite (millions lb)	5,8	5,3	9	%	16,2	15,4	5	%
Acheté
	Coût décaissé	16,57	26,08	(36	)%	23,25	27,04	(14	)%
	Quantité achetée (millions lb)	3,8	4,6	(17	)%	8,7	8,4	4	%
Totaux
	Coûts produits et achetés	23,66	28,03	(16	)%	27,08	28,43	(5	)%
	Quantités produites et achetées (millions lb)	9,6	9,9	(3	)%	24,9	23,8	5	%

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 troisièmes trimestres et les neuf premiers mois de 2013 et 2012.

RAPPROCHEMENT DU COÛT DÉCAISSÉ ET DU COÛT TOTAL PAR LIVRE

		TRIMESTRE CLOS AU 30 SEPTEMBRE						PÉRIODE DE NEUF MOIS CLOSE AU 30 SEPTEMBRE
(M$)		2013		2012		VAR.		2013		2012		VAR.
Coût des produits vendus		198,2		123,7		60	%	509,4		489,4		4	%
Plus / Moins
	Redevances	(6,2	)	(6,7	)	(7	)%	(38,3	)	(64,3	)	(40	)%
	Frais en attente	(9,1	)	(8,0	)	14	%	(26,3	)	(20,9	)	26	%
	Autres coûts de vente	(0,1	)	(0,6	)	(83	)%	3,4		(2,9	)	(217	)%
	Variation des stocks	(17,3	)	123,5		(114	)%	72,5		152,1		(52	)%
Coûts d'exploitation décaissés (a)		165,5		231,9		(29	)%	520,7		553,4		(6	)%
Plus / Moins
	Dépréciation et amortissement	25,6		26,2		(2	)%	91,7		90,8		1	%
	Variation des stocks	36,0		19,4		86	%	61,9		32,4		91	%
Total des coûts d'exploitation (b)		227,1		277,5		(18	)%	674,3		676,6		-
	Uranium produit et acheté (millions lb) (c)	9,6		9,9		(3	)%	24,9		23,8		5	%
Coûts décaissés par livre (a ÷ c)		17,24		23,42		(26	)%	20,91		23,25		(10	)%
Total des coûts par livre (b ÷ c)		23,66		28,03		(16	)%	27,08		28,43		(5	)%

Services de combustible

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

	TRIMESTRE CLOS AU 30 SEPTEMBRE				PÉRIODE DE NEUF MOIS CLOSE AU 30 SEPTEMBRE
POINTS SAILLANTS	2013	2012	VAR.		2013	2012	VAR.
Volume de production (millions kgU)	2,6	2,1	24	%	12,2	10,9	12	%
Volume des ventes (millions kgU)	3,8	3,3	15	%	11,1	10,4	7	%
Prix réalisé moyen ($ CA/kgU)	20,03	17,35	15	%	18,63	18,08	3	%
Coût de vente unitaire moyen ($ CA/kgU) (dépréciation et amortissement compris)	16,63	16,74	(1	)%	15,58	15,92	(2	)%
Revenu (M$)	77	58	33	%	208	188	11	%
Marge brute (M$)	13	2	550	%	34	22	55	%
Marge brute (%)	17	3	467	%	16	12	33	%

TROISIÈME TRIMESTRE

Le revenu total a augmenté de 33 % en raison d'une hausse de 15 % du volume des ventes et de 15 % du prix réalisé.

Le coût total des ventes (dépréciation et amortissement compris) a augmenté de 14 % (64 M$ comparativement à 56 M$ au troisième trimestre 2012), principalement en raison d'une hausse de 15 % du volume des ventes et de différences dans le bouquet de produits et services de combustible vendus.

L'effet net était une hausse de 11 M$ de la marge brute.

NEUF PREMIERS MOIS

Pour les neuf premiers mois de l'exercice, le revenu total a augmenté de 11 % en raison d'une hausse de 7 % du volume des ventes et de 3 % du prix réalisé.

Le coût total des ventes (dépréciation et amortissement compris) a augmenté de 5 % (174 M$ comparativement à 165 M$ pour les neuf premiers mois de 2012), principalement en raison d'une hausse de 7 % du volume des ventes.

L'effet net était une hausse de 12 M$ de la marge brute.

NUKEM

	TRIMESTRE CLOS AU 30 SEPTEMBRE						PÉRIODE DE NEUF MOIS CLOSE AU 30 SEPTEMBRE
(EN M$, SAUF AVIS CONTRAIRE)	NUKEM		COMPTA. ACQUISITION		CONSOLIDÉ		NUKEM		COMPTA. ACQUISITION		CONSOLIDÉ
Vente d'uranium (million lb)	2,1		-		2,1		5,6		-		5,6
Revenu	92		1		93		283		(7	)	276
Coût des produits vendus (amortissement et dépréciation compris)	71		29		100		215		60		275
Marge brute	21		(28	)	(7	)	68		(67	)	1
Bénéfice net	13		(19	)	(6	)	40		(46	)	(6	)
Ajustements sur les produits dérivés1	1		-		1		(2	)	-		(2	)
Dépréciation des stocks de NUKEM	-		11		11		-		11		11
Bénéfice net ajusté1	14		(8	)	6		38		(35	)	3
Trésorerie provenant des activités d'exploitation	(91	)	-		(91	)	(3	)	-		(3	)

1	Les ajustements reflètent les gains et pertes non réalisés sur les contrats de vente en devises étrangères (voir mesures non-IFRS).

Le 9 janvier 2013, nous avons acquis NUKEM pour des contreparties en espèces de 107 MEUR (140 M$US). Nous avons également pris en charge la dette nette de NUKEM qui s'élevait à environ 79 MEUR (104 M$US).

Conformément aux conditions du contrat d'achat, Cameco a versé à Advent une contrepartie supplémentaire de 6 075 000 EUR (7 808 000 $), représentant une part du bénéfice de 2012 de NUKEM. Suite à des discussions avec Advent, la clause d'indexation sur les bénéfices futurs a été résiliée et il n'y aura aucun paiement supplémentaire en relation avec la transaction.

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

TROISIÈME TRIMESTRE

Au cours du troisième trimestre 2013, NUKEM a livré 2,1 millions de livres d'uranium. Sur une base consolidée, NUKEM a contribué à hauteur de 93 M$ au revenu et de 7 M$ à la marge brute. Le bénéfice net ajusté s'est élevé à 6 M$ (voir mesures non-IFRS). La contribution de NUKEM à notre bénéfice est considérablement affectée par notre comptabilisation du prix d'achat. En faisant abstraction de l'impact de la comptabilisation selon la méthode de l'acquisition et de la dépréciation des stocks, le bénéfice net ajusté (voir mesures non-IFRS) de NUKEM a totalisé 14 M$ au cours de ce trimestre. Pendant ce trimestre, les activités d'exploitation de NUKEM ont utilisé 91 M$ en trésorerie en raison de besoins en fonds de roulement plus importants que d'habitude. Environ 70 M$ en trésorerie étaient requis pour le paiement d'achats d'uranium de périodes précédentes. De plus, le solde des comptes débiteurs a augmenté en raison du calendrier de livraisons.

Au cours de ce trimestre, nous avons enregistré une charge de 17 M$ (11 M$ nette d'impôts) en déduction de la valeur comptable des stocks d'uranium de NUKEM. L'uranium à acheter en vertu d'accords contractuels à prix fixe et l'inventaire à la date d'acquisition ont été évalués en utilisant le prix au comptant à l'époque. La baisse du prix au comptant au cours des derniers mois a eu pour résultat que les valeurs comptables de certaines quantités ont dépassé de 17 M$ leur valeur réalisable estimée.

NEUF PREMIERS MOIS

Au cours des neuf premiers mois de 2013, NUKEM a livré 5,6 millions de livres d'uranium. Sur une base consolidée, NUKEM a contribué à hauteur de 276 M$ au revenu et de 1 M$ à la marge brute. Le bénéfice net ajusté s'est élevé à 3 M$ (voir mesures non-IFRS). La contribution de NUKEM à notre bénéfice est considérablement affectée par notre comptabilisation du prix d'achat. En faisant abstraction de l'impact de la comptabilisation selon la méthode de l'acquisition, le bénéfice net ajusté (voir mesures non-IFRS) de NUKEM a totalisé 38 M$ au cours des neuf premiers mois de l'exercice. Pendant cette période, les activités d'exploitation de NUKEM ont utilisé 3 M$ en trésorerie. Tandis que le bénéfice ajusté était positif au niveau de NUKEM, les besoins en fonds de roulement ont été significatifs. Plus particulièrement, les stocks d'uranium ont augmenté d'environ 2 millions de livres à la fin du mois de septembre. Pour le quatrième trimestre, le flux de trésorerie devrait totaliser entre 50 et 70 M$ en raison d'une augmentation des livraisons d'uranium et de la réduction des stocks d'uranium.

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, par conséquent, 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

TROISIÈME TRIMESTRE

Ce trimestre, le revenu total du secteur de l'électricité a augmenté de 2 % en raison d'une hausse 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 (OEO) et les produits de contrats financiers. Ce trimestre, BPLP a comptabilisé un revenu de 204 M$ en vertu de son accord avec l'OEO, comparativement à 166 M$ au troisième trimestre 2012. Au troisième trimestre 2013, les gains issus des activités contractuelles de BPLP se sont élevés à 20 M$, comparativement à 21 M$ au troisième trimestre 2012.

Le facteur de capacité s'est élevé à 96 % au cours de ce trimestre, en baisse en regard des 99 % du troisième trimestre 2012. Ce trimestre, un jour d'interruption imprévu a eu lieu, comparativement à aucun jour d'interruption au troisième trimestre 2012.

Ce trimestre, les coûts d'exploitation ont atteint 187 M$, comparativement à 237 M$ en 2012, en raison d'un ajustement des charges de location supplémentaires reflété au troisième trimestre 2013, mais qui a eu lieu au deuxième trimestre 2012.

Le résultat a été un bénéfice de 63 M$ avant impôts (notre part) au troisième trimestre 2013, comparativement à un bénéfice de 42 M$ avant impôts au troisième trimestre 2012.

BPLP a distribué 105 M$ aux partenaires au cours du troisième trimestre. Notre part s'est élevée à 33 M$. Les appels de fonds aux partenaires de BPLP se sont élevés à 12 M$ au troisième trimestre. Notre part s'est élevée à 4 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.

NEUF PREMIERS MOIS

Au cours des neuf premiers mois, le revenu total du secteur de l'électricité a diminué de 10 % 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 (OEO) et les produits de contrats financiers. Au cours des neuf premiers mois de 2013, BPLP a comptabilisé un revenu de 486 M$ en vertu de son accord avec l'OEO, comparativement à 575 M$ au cours de la même période en 2012. Au cours des neuf premiers mois de 2013, les gains issus des activités contractuelles de BPLP se sont élevés à 42 M$, comparativement à 80 M$ au cours de la même période de l'exercice précédent.

Le facteur de capacité s'est élevé à 83 % au cours des neuf premiers mois de l'exercice, en baisse en regard des 92 % de la période comparable de 2012. Au cours des neuf premiers mois de 2013, 140 jours d'interruption planifiés et 13 jours d'interruption imprévus ont eu lieu, comparativement à 46 jours d'interruption planifiés et 25 jours d'interruption imprévus au cours des neuf premiers mois de 2012.

Les coûts d'exploitation ont atteint 767 M$, comparativement à 709 M$ en 2012, en raison d'une augmentation des coûts de maintenance principalement attribuable à un nombre de jours d'interruption planifiés supérieur par rapport à 2012.

Le résultat a été un bénéfice de 62 M$ avant impôts (notre part) au cours des neuf premiers mois de 2013, comparativement à un bénéfice de 112 M$ avant impôts à la même période de 2012.

BPLP a distribué 205 M$ aux partenaires au cours des neuf premiers mois de 2013. Notre part s'est élevée à 65 M$. Les appels de fonds aux partenaires de BPLP se sont élevés à 27 M$ au cours des neuf premiers mois de l'exercice. Notre part s'est élevée à 9 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.

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 0,5 million de livres ce trimestre par rapport au troisième trimestre 2012. Pour les neuf premiers mois de l'exercice, la production a enregistré une hausse de 0,8 million de livres par rapport à la période comparable de 2012.

PRODUCTION D'URANIUM

PART DE CAMECO	TRIMESTRE CLOS AU 30 SEPTEMBRE				PÉRIODE DE NEUF MOIS CLOSE AU 30 SEPTEMBRE
(MILLIONS LB)	2013	2012	VAR.		2013	2012	VAR.
McArthur River/Key Lake	3,8	3,8	-		10,1	10,1	-
Rabbit Lake	0,4	0,3	33	%	2,0	2,1	(5	)%
Smith Ranch-Highland	0,5	0,3	67	%	1,2	0,8	50	%
Crow Butte	0,2	0,2	-		0,5	0,6	(17	)%
Inkai	0,9	0,7	29	%	2,4	1,8	33	%
Total	5,8	5,3	9	%	16,2	15,4	5	%

PERSPECTIVES

En octobre, Talvivaara a annoncé que son niveau de liquidité s'était affaibli plus que prévu et que la société procédait à l'évaluation de toutes les options de financement disponibles afin de conforter sa flexibilité financière. Cette annonce a généré de l'incertitude pour nous concernant le calendrier du démarrage de la production et la durée de la période de montée en cadence. Nous avons investi un total de 70 millions $ US dans le processus d'extraction d'uranium et environ 98 % de la construction est achevée. Nous allons continuer à surveiller cette situation de très près afin de déterminer si elle va affecter le démarrage de la production en 2014 ou notre objectif de fourniture pour 2018. Nos décisions de production restent motivées par la profitabilité et sont assujetties à l'état du marché.

McArthur River/Key Lake

Pour ce trimestre et les neuf premiers mois de l'exercice 2013, la production est restée inchangée par rapport aux mêmes périodes de l'exercice précédent. Notre part de production pour l'exercice en cours devrait augmenter pour atteindre 13,6 millions de livres, comparativement à nos prévisions précédentes de 13,2 millions de livres d'U₃O₈.

À McArthur River, nous avons commencé nos activités de forage par congélation dans la zone 4 Nord et prévoyons de commencer l'exploitation de cette zone fin-2014.

Ce trimestre, la Commission canadienne de sûreté nucléaire (CCNS) a autorisé l'utilisation de deux méthodes d'extraction secondaire : l'abattage par sous-niveaux et le forage de points de soutirage. Des programmes de tests pour chaque méthode ont été achevés au cours du premier semestre de l'exercice, et montrent que ces options sont économiquement viables pour extraire du minerai au niveau de la périphérie du corps minéralisé, ainsi que dans des zones plus petites à teneur moins élevée. Par conséquent, nous estimons que ces méthodes d'extraction ne seront employées que dans ces situations limitées afin de compléter notre méthode d'extraction primaire d'alésage.

Le 29 octobre 2013, la CCNS a approuvé le renouvellement de nos licences d'exploitation à McArthur River et Key Lake. Ces licences sont valides du 1^er novembre 2013 au 31 octobre 2023.

Les conventions collectives actuelles avec les employés syndiqués à McArthur River et Key Lake vont expirer le 31 décembre 2013. Les négociations devraient débuter le 1^er novembre 2013. La production pourrait être à risque si nous ne parvenons pas à conclure un accord et en cas de cessation de travail.

Inkai

La production était de 29 % supérieure au troisième trimestre et de 33 % supérieure pour les neuf premiers mois de l'exercice 2013, comparativement aux mêmes périodes 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 troisième trimestre et pour les neuf premiers mois. 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.

En raison de retards de la part de l'entrepreneur au bloc 3, nous prévoyons à présent d'achever la construction de l'installation de lixiviation test et des champs de captage tests, et de commencer l'exploitation de ces champs de captage tests en 2014.

Cigar Lake

Le 9 septembre 2013, nous avons annoncé que pendant la mise en service des appareils souterrains de manipulation du minerai, nous avons identifié des travaux supplémentaires devant être réalisés afin de s'assurer que l'exploitation de la mine selon le haut niveau de sécurité et d'efficacité que nous exigeons. Le changement de calendrier en découlant a retardé notre objectif visant une mise en production de la mine en 2013, repoussant cette dernière au premier trimestre 2014. En outre, AREVA nous a informés que l'étude technique de base visant à résoudre le problème d'hydrogène dans le circuit de lixiviation de l'usine de McClean Lake est terminée, et que la société procède actuellement à la finalisation du calendrier et des estimations des coûts. L'étude technique détaillée a commencé, ainsi que l'achat des éléments à long délai de livraison. L'usine devrait commencer à traiter du minerai à Cigar Lake d'ici à la fin du deuxième trimestre 2014.

En raison de ces contretemps, nous avons retiré la production de Cigar Lake de nos prévisions pour 2013. Cependant, des révisions, le cas échéant, du reste des prévisions de production sur cinq ans seront effectuées dans le cadre de notre rapport annuel pour 2013, lorsque des progrès supplémentaires concernant la mise en service de la mine et de l'usine auront été accomplis.

Nous avons continué d'accomplir d'importants progrès à Cigar Lake au cours du troisième trimestre. Les travaux d'installation des blindages en acier et de préparation des systèmes tout venant (ROM) Nord et Sud pour l'exploitation sont essentiellement terminés et en phase avec le calendrier prévu pour une production au cours du premier trimestre 2014. L'installation de l'infrastructure souterraine et de surface restante pour commencer le forage à érosion est presque terminée. Nous avons démarré nos activités de forage à érosion dans une cavité stérile dans le cadre du processus de mise en service, et la mise en service des systèmes de traitement souterrain progresse à un rythme satisfaisant.

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
• Les Yesnik, directeur général de Key Lake pour Cameco

Cigar Lake

• Scott Bishop, ingénieur minier principal des services techniques de 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 des renseignements prospectifs ou des énoncés prospectifs 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, cible, 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 des premier, deuxième et troisième trimestres, qui comprennent une discussion sur les autres risques importants 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

• L'énoncé indiquant que nous sommes sur la bonne voie pour concrétiser nos perspectives, et prévoyons même de réaliser de meilleurs résultats dans certains domaines par rapport aux prévisions précédentes
• Nos attentes concernant l'offre et la demande d'uranium au niveau mondial en 2013 et au-delà, y compris la discussion figurant dans la section Mise à jour à propos du marché de l'uranium
• Les perspectives pour chacun de nos secteurs opérationnels pour 2013, ainsi que nos perspectives consolidées pour l'exercice
• Notre objectif de fourniture pour 2018 de 36 millions de livres d'U₃O₈
• Nos futurs projets pour chacune de nos propriétés d'exploitation d'uranium et chacun de nos projets de développement
• Nos attentes concernant le début des activités d'exploitation au cours du premier trimestre 2014 à Cigar Lake, avec les premières livres conditionnées de l'usine de McClean Lake d'AREVA au cours du deuxième trimestre 2014

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'Agence du revenu du Canada
• 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 propriété
• 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 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 prévus 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 d'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 affectées 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
• 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 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 liés au transport, ou autres risques liés au développement et à l'exploitation
• Le volume des ventes d'uranium, les flux de trésorerie, et le revenu réel de NUKEM en 2013 seront en phase avec nos prévisions
• Les membres clés du personnel resteront chez NUKEM

Téléconférence

Nous vous invitons à participer à notre téléconférence du troisième trimestre le mercredi 30 octobre 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 (866) 225-0198 (Canada et États-Unis) ou le (416) 340-8061. 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
• En écoute différée jusqu'au 30 novembre 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 troisième 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 annuel, 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 d'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.