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SASKATOON, SASKATCHEWAN--(Marketwire - 6 mai 2012) - Cameco (TSX:CCO) (NYSE:CCJ) a annoncé aujourd'hui ses résultats consolidés d'exploitation et financiers pour le premier trimestre terminé le 31 mars 2012, conformément aux Normes internationales d'information financière (IFRS).

"Notre secteur d'uranium continue de faire progresser notre rendement financier solide, a déclaré Tim Gitzel, président et chef de la direction. Ce trimestre, nos volumes de ventes ont augmenté de 33 %, et, bien que les prix au comptant et à long terme de l'uranium soient inférieurs à ceux de l'an dernier, notre moyenne de prix réalisé a augmenté.

"Nous continuons à bien progresser à la construction de la mine à Cigar Lake et à l'obtention des approbations réglementaires requises pour faire accroître notre exploitation aux Etats-Unis et au Kazakhstan.

"Nous allons miser sur notre stratégie de croissance, une croissance qui, selon nous, sera nécessaire pour satisfaire l'appétit mondial de plus en plus vorace pour une énergie sûre, propre, fiable et abordable."

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Trimestre terminé

Faits saillants le 31 mars

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(en millions $

sauf indication spécifique) 2012 2011 Variation

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Revenu 563 461 22 %

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Marge brute 178 136 31 %

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Résulats 132 91 45 %

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$ par action ordinaire (résultat

dilué) 0,33 0,23 43 %

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Résultats ajustés (non-

IFRS, voir Voir résultats

ajustés) 124 85 46%

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$ par action ordinaire (ajusté

et dilué) 0,31 0,21 48%

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Trésorerie provenant d'activités

d'exploitation

(après variation du

fonds de roulement) 409 266 54%

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Premier trimestre

Ce trimestre, les résultats attribuables aux actionnaires (résultats) ont atteint 132 M$ (0,33 $ l'action après dilution), comparativement à 91 M$ (0,23 $ l'action après dilution) au premier trimestre de 2011. Sur une base ajustée, le bénéfice que nous avons réalisé ce trimestre a été de 124 M$ (0,31 $ l'action après dilution), par rapport à 85 M$ (0,21 $ l'action après dilution) (mesures non déterminées selon les normes IFRS, voir Résultats ajustés) au premier trimestre de 2011. L'augmentation des résultats de 2012 est principalement attribuable aux éléments suivants :

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-- Augmentation du bénéfice réalisé sur la production d'uranium grâce à la

hausse du volume de ventes et des prix réalisés

-- Réduction de l'impôt sur le revenu

-- neutralisée partiellement par une hausse des dépenses de prospection et

d'administration

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Pour une analyse plus approfondie, voir les résultats financiers par secteur.

Il convient de noter ce qui suit :

Dans le cadre d'une collaboration continue avec nos clients après les événements de mars 2011, nous prévoyons mettre fin à un contrat de vente avec un de nos clients au cours du deuxième trimestre. Le coût - 30 millions de dollars américains - serait comptabilisé dans nos états financiers pour la période se terminant le 30 juin 2012. Nous pensons être en mesure de placer la quantité totale à des prix plus élevés et n'escomptons pas un impact considérable à nos résultats financiers de 2012. Le contrat comprend des conditions tarifaires indexées à des taux bien inférieurs aux prix actuels du marché et prévoit des livraisons de 3,4 millions de lb qui s'étaleront de 2012 à 2016 (0,8 million de lb prévu pour 2012). Nous ne comptons pas résilier d'autres contrats de vente, à moins que cela nous soit financièrement avantageux.

Actualités sur le marché d'uranium

A court et moyen terme, le marché demeure incertain en raison des événements de mars 2011 au Japon. Néanmoins, nous constatons qu'une croissance solide et prometteuse se dessine au long terme dans l'industrie nucléaire.

A l'heure actuelle, le Japon poursuit la reconstruction de son économie et des régions touchées par les catastrophes naturelles. Tous les yeux sont tournés vers ce pays qui est en train de décider le niveau de puissance nucléaire dont il dépendra à l'avenir. Actuellement, un seul de ses réacteurs nucléaires est en marche, mais son arrêt aux fins de maintenance est prévu pour le mois de mai. Des efforts sont entrepris pour régler les questions de sécurité et obtenir le soutien politique nécessaire pour remettre en service les réacteurs.

Une grande partie du marché de l'uranium reste en mode d'attente avec un nombre limité de contrats à long terme. Par ailleurs, les préoccupations engendrées par d'éventuels excédents de stock en Allemagne et au Japon et l'introduction des matériaux du Département de l'énergie des Etats-Unis sur le marché continuent de créer de l'incertitude. Nous croyons cependant que les services publics continueront à travailler avec les producteurs pour gérer ces matières et minimiser les répercussions sur le marché. Les services publics étant bien couverts par des contrats en cours, nous nous attendons à ce que la demande du marché demeure néanmoins quelque peu discrétionnaire et que les prix soient relativement stables jusqu'à ce qu'il y ait moins d'incertitude autour des questions d'inventaires.

En dépit de cette incertitude à court et à moyen terme, nous voyons qu'une croissance très forte et prometteuse se dessine au long terme pour l'industrie nucléaire. Les pays du monde entier, à quelques rares exceptions, réitèrent leur engagement envers l'énergie nucléaire. La Chine, l'Inde, la France, la Russie, la Corée du Sud, le Royaume-Uni, le Canada, les Etats-Unis et presque tous les pays ayant un programme nucléaire maintiennent l'énergie nucléaire dans leur bouquet énergétique.

Au début de l'année 2012, nous nous attendions à ce que 96 nouveaux réacteurs soient construits au cours de la prochaine décennie, 63 étant déjà en chantier. Cela se traduit par un taux annuel moyen de croissance de la consommation mondiale d'uranium estimé à environ 3 %. Parmi ceux en construction, deux réacteurs sud-coréens ont été mis en service au premier trimestre de l'année.

Dans le contexte d'une industrie qui dépend d'approvisionnements secondaires limités pour satisfaire environ 15 % des besoins de consommation de 2012, et où une source majeure d'approvisionnement - l'accord commercial sur l'uranium hautement enrichi d'origine russe - se termine après 2013, il apparaît clairement qu'une nouvelle production est nécessaire. La fin de l'accord commercial sur l'uranium hautement enrichi représente l'équivalent du retrait d'une mine produisant 24 millions de lb d'uranium par année à un moment où plusieurs nouveaux projets ont été mis en attente - des projets qui auraient dû contribuer à combler les manques créés par la fin de l'accord.

Nous sommes en bonne position pour répondre à la demande croissante d'uranium, compte tenu d'un vaste éventail de réserves et de ressources minérales situées à proximité d'infrastructures existantes, de sources d'approvisionnement diversifiées, d'un programme mondial de prospection et d'un portefeuille de contrats de vente à long terme. Nous renforçons nos atouts et cherchons sans cesse des occasions pour être parmi les premiers à réagir aux conditions changeantes du marché, sans jamais toutefois perdre de vue la rentabilité.

Perspectives pour 2012

Au cours des prochaines années, nous comptons investir lourdement pour accroître la production des mines existantes et faire avancer les projets tout en menant à bien notre stratégie de croissance. Les projets en sont à des stades de développement différents allant de la prospection et de l'évaluation à la construction.

Nous prévoyons que nos soldes de trésorerie existants et nos flux de trésorerie d'exploitation répondront aux exigences de capital anticipées sans besoin d'un financement supplémentaire important. Les flux de trésorerie diminueront dans la mesure où nous utiliserons les fonds pour nos activités et poursuivrons nos projets de croissance.

Nos perspectives pour 2012 tiennent compte des dépenses de croissance nécessaires pour nous aider à mener à bien notre stratégie. Nous ne donnons pas de perspectives aux éléments du tableau qui marqués d'un tiret

Voir les résultats financiers par secteur pour les détails.

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Perspectives financières pour 2012

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Services de

Consolidé Uranium combustible Électricité

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Production - 21,7 millions De 13 à 14 -

lb millions kgU

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Volume des ventes - De 31 à 33 Baisse -

millions lb de10 % à 15 %

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Facteur de capacité - - - 95 %

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Revenu Baisse Baisse Baisse Hausse

Comparé à 2011 de 0 % à 5% de 0 % à de 10 % de 5 % à 10 %

5 %(1) à 15 %

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Coût unitaire - Hausse Hausse Baisse

de vente de 0 % à de 10 % à 15 % 5% to 10%

(amortissement et 5 %(2)

dépréciation compris)

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Frais Hausse - - -

administratifs de 10 % à 15 %

directs comparés

à 2011(3)

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Frais d'exploration - Hausse - -

comparés à 2011 de 15 % à

20 %

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Taux d'imposition Recouvrement - - -

de 0 % à 5 %

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Dépenses 620 - - 70

d'immobilisation M$ (4) M$

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(1) En fonction d'un prix au comptant de l'uranium de 51,75 $US la lb

(prix Ux au comptant au 30 avril 30 2012), d'un indicateur de

prix à long terme de 60 $US la lb (indicateur Ux à long terme au

30 avril 2012) et d'un taux de change de 1 $US pour 1 $CAN.

(2) Cette augmentation repose sur le coût unitaire de vente des matières

Produites et des engagements d'achat à long terme. Si nous décidons de

faire des achats discrétionnaires en 2012, le coût unitaire moyen de

vente devrait augmenter.

(3) Les frais d'administration directs ne comprennent pas les dépenses

associées à la rémunération à base d'actions.

(4) Ne comprend pas notre part des dépenses en immobilisations chez Bruce

Power Limited Partnership (BPLP).

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Nos clients choisissent à quel moment ils veulent recevoir l'uranium et les services de combustible, donc nos rythmes trimestriels de livraison, et par conséquent notre volume de ventes et notre revenu, peuvent varier considérablement. En 2012, nous prévoyons que les livraisons atteindront leur plus bas niveau au deuxième trimestre, mais que celles du quatrième trimestre représenteront environ un tiers des volumes annuels de ventes. Nous n'avons cependant pas encore reçu à ce jour l'ensemble des avis de livraison, ce qui pourrait modifier les rythmes de livraisons.

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Analyse de sensibilité

Pour le reste de l'année 2012 :

-- Un changement de 5 $US/lb dans le prix au comptant Ux

(51,75 $US/lb au 30 avril 2012) et l'indicateur de

prix Ux à long terme (60 $US/lb au 30 avril 2012) modifierait

les revenus de 46 M$ et le bénéfice net de 27 M$.

-- Un changement de 5 $/MWh du prix au comptant de l'électricité pourrait

changer notre bénéfice net pour 2012 de 3 M$ en se fondant sur

l'hypothèse que le prix au comptant demeurera inférieur au prix plancher

de 51,62 $/MWh prévu par le contrat de BPLP avec l'Ontario Power

Authority.

-- Une variation de 1 cents de la valeur du dollar canadien par rapport au

dollar américain modifierait notre revenu de 7 M$ et notre bénéfice net

ajusté de 3 M$. Cette sensibilité repose sur un taux de change de 1 $US

pour 1 $CA.

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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 l'exercice en question.

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 entreprises pouvant calculer cette mesure différemment, il se peut que vous ne puissiez pas effectuer une comparaison directe avec des mesures similaires présentées par d'autres entreprises.

Le tableau ci-dessous rapproche le bénéfice net ajusté et nos bénéfices nets.

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Trimestre

terminé le 31 mars

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(millions $) 2012 2011

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Bénéfice net 132 91

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Ajustements

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Ajustements sur produits dérivés (1) (avant impôts) (11) (9)

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Impôt sur le revenu sur ajustements des dérivés 3 3

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Bénéfice net ajusté 124 85

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(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 des 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

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Trimestre

Terminé le 31 mars

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Faits saillants 2012 2011 Variation

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Volume de production (million lb) 4,8 4,7 2 %

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Volume des ventes (million lb) 8,1 6,1 33 %

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Prix au comptant moyen ($US/lb) 51,73 67,58 (23)%

Prix long terme moyen

($US/lb) 60,33 71 (15)%

Prix moyen réalisé

($US/lb) 48,77 48,06 1 %

($CA/lb) 49,40 48,60 2 %

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Coût unitaire moyen des ventes ($CA/lb)

(dépréciation et amortissement compris) 31,97 32,21 (1)%

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Revenu (million $) 401 297 35 %

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Profit brut (million $) 141 100 41 %

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Profit brut (%) 35 34 3 %

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Premier trimestre

Par rapport au premier trimestre de 2011, les volumes de production ont augmenté de 2 %, essentiellement en raison d'une légère hausse de la production à McArthur River et Key Lake, partiellement compensée par une baisse de la production à Inkai et Smith Ranch-Highland. Voir le point sur les activités d'exploitation et les projets de développement pour plus de renseignements.

Comparativement à 2011, les revenus du secteur de l'uranium ont augmenté de 35 % grâce à un accroissement de 33 % des volumes de vente et une hausse de 2 % du prix de vente réalisé en dollar canadien.

Les prix réalisés ce trimestre ont été supérieurs à ceux du premier trimestre de 2011, principalement en raison de la hausse des prix en dollars américains dans le cadre des contrats à forfait. Au cours du premier trimestre de 2012, notre taux de change réalisé s'est établi à 1,01 $, un taux resté inchangé par rapport à l'exercice précédent.

Le coût total des ventes (dépréciation et amortissement compris) a augmenté de 32 % (260 M$ contre 197 M$ en 2011). Cette augmentation provient essentiellement des éléments suivants :

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-- Accroissement de 33 % des volumes de vente.

-- En 2012, augmentation des redevances de 11 M$ en raison de la hausse des

livraisons de matériaux produits et des prix réalisés.

-- Augmentation de 1 % des coûts unitaires moyens de l'uranium produit

-- en raison de la hausse des coûts de production non décaissés à nos sites

de Smith Ranch-Highland.

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L'effet net est une augmentation de 41 M$ du profit brut pour le trimestre.

Le tableau suivant indique les coûts de l'uranium produit et acheté qui ont engagés dans les périodes de référence (mesures non-IFRS, voir ci-dessous). 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.

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Trimestre

Terminé le 31 mars

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($CA/lb) 2012 2011 Variation

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Produit

Coût décaissé 22,39 22,38 -

Coût non décaissé 7,51 7,17 5 %

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Coût total de production 29,90 29,55 1 %

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Quantité produite

(million lb) 4,8 4,7 2 %

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Acheté

Coût décaissé 34,64 52,78 (34)%

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Quantité achetée

(million lb) 1,4 1,5 (7)%

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Totaux

Coûts produit et acheté 30,97 35,17 (12)%

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Quantités produites

et achetées (million lb) 6,2 6,2 -

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Dans le tableau ci-dessus, le coût décaissé, non-décaissé et total par lb d'uranium acheté et produit ne sont pas déterminées selon les normes 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 du 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 entreprises pouvant calculer cette mesure différemment, il se peut que vous ne puissiez pas effectuer une comparaison directe avec des mesures similaires présentées par d'autres entreprises.

En vue de faciliter la compréhension de ces mesures, le tableau ci-dessous présente un rapprochement entre ces mesures et notre coût unitaire des ventes pour les premiers trimestres de 2012 et 2011.

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Rapprochement pour coût décaissé et coût total par lb

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Trimestre

Terminé le 31 mars

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(millions $) 2012 2011 Variation

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Coût de produit vendu 228,1 174,7 31 %

Plus / (moins)

Redevances (33,4) (22,5) 48 %

Droits d'usage (7,1) (5,3) 34 %

Autres frais de vente (1,9) (4,5) (58)%

Variation des stocks (29,7) 42 (171)%

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Coûts opérationnels décaissés (a) 156 184,4 (15)%

Plus / (moins)

Dépréciation et amortissement 31,4 22,4 40 %

Variation des stocks 4,6 11,3 (59)%

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Coûts opérationnels totaux (b) 192 218,1 (12) %

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Uranium produit et acheté

(million lb) (c) 6,2 6,2 -

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Coûts décaissés par lb (a / c) 25,16 29,74 (15)%

Coûts totaux par lb (b / c) 30,97 35,18 (12)%

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Pour des mises à jour sur l'analyse de sensibilité du prix de l'uranimum,

se référer à notre rapport de gestion du premier trimestre.

Services de combustible

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

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Trimestre

Terminé le 31 mars

Faits saillants 2012 2011 Variation

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Volume de production (million kgU) 4,5 4,3 5 %

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Volume des ventes (million kgU) 2,8 2,4 17 %

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Prix réalisé ($CA/kgU) 19,98 20,60 (3) %

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Coût unitaire moyen des ventes ($CA/kgU)

(dépréciation et amortissement compris) 16,09 17,77 (9) %

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Revenu (en M$) 56 49 14 %

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Profit brut (en M$) 11 7 57 %

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Profit brut (en %) 20 14 43 %

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Premier trimestre

Par rapport à 2011, où des problèmes opérationnels survenus à notre installation de conversion d'UF6 ont provoqué une fermeture de deux semaines, les volumes de production ont augmenté de 5 %.

Le revenu total a augmenté de 7 M$ comparativement à 2011, en raison d'une hausse de 17 % des volumes de vente, partiellement compensée par une baisse de 3 % du prix réalisé moyen pour nos produits des services de combustible.

Notre prix réalisé en $CA pour les services de combustible a été modifié par la combinaison de produits livrés au cours du trimestre. En effet, en 2012, une proportion plus élevée des ventes de ce secteur s'est faite dans l'UF6, ce qui donne généralement un prix inférieur à celui des autres produits des services de combustible.

Le coût total des ventes (dépréciation et amortissement compris) a augmenté de 7 % (45 M$ contre 42 M$ au premier trimestre de 2011) grâce à une augmentation des volumes de vente et à la combinaison des produits livrés pendant le trimestre. Cette combinaison de produits a eu pour effet une baisse de 9 % du coût unitaire moyen de vente pour la période visée.

L'effet net est une augmentation de 4 M$ du profit brut.

Résultats du secteur de l'électricité

Premier trimestre

Le revenu total du secteur de l'électricité a légèrement diminué par rapport au premier trimestre de 2011 en raison d'une baisse de la production qui a été presque complètement compensée par une hausse des prix réalisés. Les prix réalisés reflètent les ventes au comptant, les revenus enregistrés dans le cadre de l'accord de BPLP avec l'Ontario Power Authority et les produits du contrat financier. Ce trimestre, BPLP a comptabilisé des revenus de 185 M$ aux termes de son accord avec l'organisme ontarien, comparativement à 109 M$ au premier trimestre de 2011. Au premier trimestre 2012, environ 62 % de la production de BPLP a été vendue en vertu de contrats financiers, comparativement à 36 % au premier trimestre de 2011. Les prix fixés dans ces contrats ont été légèrement plus élevés qu'en 2011. Périodiquement, BPLP entre sur le marché pour immobiliser les gains de ces contrats.

Le facteur de capacité a été de 85 % au cours du trimestre, une baisse en regard des 91 % obtenus au premier trimestre de 2011. Cela s'explique par une augmentation du nombre de jours d'arrêt planifiés par rapport à l'année précédente. Les coûts d'exploitation ont légèrement augmenté, passant de 233 M$ en 2011 à 241 M$ en 2012.

Le résultat a été une diminution de 7 % de notre part des bénéfices avant impôts.

Au premier trimestre, BPLP a distribué 30 M$ aux partenaires. Notre part a été de 9 M$. Pour ce qui est du capital appelé par BPLP aux partenaires, il a été de 16 M$. Notre part s'est élevée à 5 M$. Les partenaires ont convenu que BPLP distribuerait l'excédent de trésorerie mensuellement et ferait des appels de liquidité distincts pour les grands projets d'immobilisations.

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Le point sur les activités d'exploitation et les projets de développement

Uranium - Vue d'ensemble de la production

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Trimestre

Part de Cameco terminé le 31 mars

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(million lb) 2012 2011 Variation

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McArthur River/Key Lake 2,9 2,4 21%

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Rabbit Lake 1 1 -

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Smith Ranch-Highland 0,2 0,4 (50)%

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Crow Butte 0,2 0,2 -

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Inkai 0,5 0,7 (29) %

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Total 4,8 4,7 2 %

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McArthur River et Key Lake

Au premier trimestre, la production de McArthur River et de Key Lake a été 21 % plus élevée par rapport à la même période l'année dernière. Au premier trimestre 2011, nous avions décidé de retirer d'une zone de production des tuyaux de congélation abandonnés, ce qui a perturbé la production. Aucune perturbation de la production n'est survenue en 2012.

A McArthur River, les travaux de forage visant à installer le mur de glace dans la zone minière supérieure de la zone 4 progressent comme prévu. Nous espérons commencer les travaux de gel de la zone supérieure 4 en 2013 et entamer la production dans cette zone dès 2014.

Nous continuons à faire avancer l'évaluation environnementale relative au projet d'extension de Key Lake. Nous avons présenté la version préliminaire de l'énoncé des incidences environnementales aux organismes de réglementation. Les commentaires sur cette version sont attendus avant la fin de l'année.

Smith Ranch-Highland et Crow Butte

Ce trimestre, la production a baissé de 33 % par rapport à la même période l'année dernière en raison de la diminution de la production de Smith Ranch-Highland. Le processus d'examen pour obtenir les approbations réglementaires s'est allongé, ce qui a retardé l'échéancier de mise en exploitation de nouveaux champs de captage. Toutefois, l'approbation réglementaire d'un nouveau champ a été reçue et les cadences de production ont commencé à augmenter vers la fin du premier trimestre.

Nous cherchons à obtenir les approbations réglementaires pour procéder à l'expansion de nos diverses unités satellites au Wyoming et au Nebraska. Les organismes réglementaires se concentrent sur un imposant volume de demandes de permis, mais nous avons commencé à obtenir des approbations. Nous sommes en contact avec ces organismes pour nous assurer que nous comprenons et satisfaisons rapidement leurs besoins d'information.

Nous commençons l'aménagement de notre installation satellite de North Butte, au Wyoming.

Inkai

La production de ce trimestre a connu une baisse de 29 % par rapport à la même période l'année dernière. Nos champs de captage étant parvenus à maturité, les teneurs diminuent. Les teneurs moyennes sur les opérations de récupération sur place se stabilisent généralement à des niveaux inférieurs à ceux des premières années dans la mesure où l'uranium est récupéré à partir d'une combinaison de champs de captage de maturités différentes. Nous ajoutons sans cesse des champs de captage additionnels pour que le mix de production comporte des nouveaux champs, aux teneurs plus élevées. Nous accroissons également la capacité de débit d'Inkai afin de compenser les teneurs inférieures.

Comme nous l'avons annoncé le 31 août 2011, nous avons signé un protocole d'accord avec notre partenaire, Kazatomprom, en vue d'augmenter la production des blocs 1 et 2 jusqu'à 5,2 millions de lb (base de 100 %). Selon ce protocole, notre part dans la production annuelle d'Inkai s'élèvera à 2,9 millions de lb, l'usine de traitement fonctionnant à pleine capacité. Nous serons également en droit de percevoir des bénéfices sur 3 millions de lb.

Pour mettre en oeuvre cet accroissement de la production, nous avons besoin d'une approbation gouvernementale et d'un avenant au contrat d'utilisation des ressources.

Nous poursuivons également les forages de délimitation et la conception des infrastructures d'une installation de test de lixiviation au bloc 3.

Cigar Lake

Ce trimestre, d'importants progrès ont été accomplis à Cigar Lake. Nous avons poursuivi la construction du pipeline de la baie Seru, qui devrait s'achever vers le milieu de 2012. Nous avons également repris le développement à l'extrémité nord de la mine et continué la construction d'installations souterraines de traitement.

Les premiers composants du système de forage par jet sont maintenant sur place. Au fur et à mesure de leur arrivée, ils sont descendus sous terre où l'unité sera entièrement assemblée en préparation de tests supplémentaires.

Le puits 2 progresse et devrait atteindre sa profondeur définitive (500 m) d'ici le milieu de 2012.

Nous avons continué le forage des trous depuis la surface et avons lancé le processus de congélation dans les trous prêts à entrer en service.

Le reste de l'année sera consacré à la réalisation de nos projets et à la mise en oeuvre des stratégies que nous avons décrites dans notre rapport annuel de gestion.

Nous prévoyons que la première mise en service devrait avoir lieu au milieu de 2013 et que le conditionnement des premières livres devrait se faire au quatrième trimestre de 2013.

Cigar Lake est une partie essentielle de notre plan visant à augmenter notre production annuelle d'uranium jusqu'à 40 millions de lb d'ici 2018 et nous avons à coeur de mettre en production cet atout précieux.

Millennium

Comme cela a été annoncé le 2 mars 2012, nous avons conclu un accord avec AREVA Resources Canada Inc. qui vise à acheter, pour 150 millions de dollars, la participation de 27,94 % d'AREVA dans le projet Millennium.

La vente de la totalité de la participation d'AREVA est soumise aux droits de refus de JCU (Canada) Exploration Co. (JCU) sur les transferts, conformément aux termes de l'accord de Cree Extension Joint Venture. Si JCU n'exerce pas ses droits, nous acquerrons la totalité des 27,94 % d'AREVA et posséderons ainsi une participation de 69,9 % dans le projet Millennium. Si JCU choisit d'exercer ses droits, ce dernier acquerra une participation additionnelle de 11,67 % et nous, une participation additionnelle 16,27 %, ce qui fera passer notre participation dans le projet Millennium à 58,23 %.

Notre participation dépend de ce que fera JCU - soit exercer ses droits, soit y renoncer - conformément à l'accord Cree Extension Joint Venture. Nous prévoyons que la transaction sera conclue au plus tard le 6 juin 2012.

Nous continuons à faire avancer le projet en vue de prendre une décision à l'aide de notre processus appelé "étape-porte". Consultez notre rapport de gestion annuel pour plus d'informations sur ce projet.

Services de combustible

Ce trimestre, les services de combustible ont produit 4,5 millions kgU comparativement à 4,3 millions kgU au premier trimestre 2011.

Le 29 février 2012, la Commission canadienne de sûreté nucléaire a approuvé de nouveaux permis d'exploitation pour la raffinerie de Blind River, l'usine de conversion de Port Hope et Cameco Fuel Manufacturing. L'usine de conversion de Port Hope a obtenu un permis d'exploitation de cinq ans tandis que Cameco Fuel Manufacturing et la raffinerie de Blind River ont obtenu des permis de 10 ans. En plus du nouveau permis d'exploitation accordé à la raffinerie de Bind River, la capacité annuelle de production autorisée est passée de 18 000 tonnes d'uranium sous forme de trioxyde d'uranium (UO3) à 24 000 tonnes d'uranium sous forme d'UO3.

La convention collective du personnel syndiqué de Cameco Fuel Manufacturing Inc. expire le 1er juin 2012. Des négociations sont en cours en vue de parvenir à une nouvelle entente.

Personnel qualifié

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

/T/

McArthur River/Key Lake

-- David Bronkhorst, vice-président, exploitation minière du sud de la

Saskatchewan, Cameco

-- Les Yesnik, directeur général, Key Lake, Cameco

Inkai

-- Dave Neuburger, vice-président, exploitation minière internationale,

Cameco

Cigar Lake

-- Grant Goddard, vice-président, exploitation minière du nord de

la Saskatchewan, Cameco

/T/

Au sujet des renseignements prévisionnels

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 de nature prospective.

/T/

Éléments importants à comprendre au sujet des renseignements de nature

prévisionnelle contenus dans ce document :

-- Ils comprennent généralement des termes et des énoncés sur l'avenir,

tels que : prévoir, s'attendre à, planifier, avoir l'intention de,

estimer, objectif, cible, projet potentiel, stratégie, perspectives

(voir exemples ci-dessous).

-- Ils représentent nos points de vue actuels et peuvent

changer de façon considérable.

-- Ils sont fondés sur un certain nombre

d'hypothèses importantes, y compris celles qui sont énumérées

ci-dessous, mais qui peuvent se révéler inexactes.

-- Les résultats et les événements réels peuvent différer sensiblement de

ceux que nous prévoyons à l'heure actuelle en raison des risques liés

à nos activités. Veuillez trouver ci-dessous un certain nombre de

risques importants. Nous vous recommandons également de consulter le

formulaire annuel d'information ainsi que le rapport de gestion annuel

et du premier trimestre, qui comprend une analyse des

risques importants qui pourraient faire sensiblement différer les

résultats réels des attentes actuelles de la société.

-- Les renseignements de nature prospective visent à vous aider à comprendre

les opinions actuelles de la direction sur les perspectives à court 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 de nature prospective dans ce document :

-- Nos prévisions relatives à la résiliation des contrats de vente d'uranium

avec nos clients.

-- Notre perspective relative à l'offre mondiale d'uranium en 2012 et dans

l'avenir, la consommation, la demande et le nombre de réacteurs en

service, y compris l'analyse de l'impact attendu de l'incident nucléaire

de mars 2011 au Japon.

-- Nos prévisions des prix de l'uranium en 2012.

-- Les perspectives de chacun de nos segments d'exploitation pour 2012 et

notre perspective consolidée pour cette année.

-- Nos prévisions selon lesquelles nous investirons beaucoup pour accroître

la production de nos mines existantes et faire avancer les projets dans

le cadre de notre stratégie de croissance.

-- Nos prévisions selon lesquelles les soldes de trésorerie existants et les

flux de trésorerie d'exploitation répondront aux exigences de capital

prévues, sans besoin d'aucun financement supplémentaire important.

-- Nos prévisions selon lesquelles les soldes de trésorerie diminueront à

mesure que nous utiliserons les fonds pour mener à bien nos activités et

poursuivre nos plans de croissance

-- Nos prévisions relatives aux rythmes trimestriels de livraison d'uranimum

et de produits des services de combustible en 2012.

-- Nos projets futurs relatifs à nos exploitations d'uranium, projets de

développement, projets en cours d'évaluation et sites d'exploitation des

services de combustible.

Risques importants

-- Le chiffre des ventes réelles ou les prix du marché pour l'un ou l'autre

de nos produits ou services sont plus faibles que prévu pour une

raison quelconque, y compris les variations des prix du marché ou la

perte de parts de marché au profit d'un concurrent.

-- Nous subissons les effets négatifs des fluctuations des taux de

change, des taux d'intérêt ou des taux d'imposition.

-- Nos coûts de production sont plus élevés que prévu ou les

approvisionnements requis ne sont pas disponibles, ou ne le sont pas

à des conditions commercialement raisonnables.

-- Nos estimations relatives à la production, aux achats, aux coûts, aux

frais de désaffectation et de remise en état ou aux charges fiscales

s'avèrent inexactes.

-- Nos prévisions relatives à la résiliation des contrats de vente

d'uranium avec nos clients se révèlent 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 propriétés.

-- Nos estimations des réserves et ressources minérales sont

inexactes ou nous devons faire face à des défis ou conditions

géologiques, hydrologiques ou relatifs à l'exploitation minière imprévus

ou difficiles.

-- Nous sommes touchés 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 touchés par le terrorisme, le sabotage, les blocus,

l'agitation civile, un accident ou la détérioration de l'appui politique

à l'égard de l'énergie nucléaire ou de la demande pour ce type d'énergie.

-- 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 échouent,

notamment en raison d'éventuelles difficultés rencontrées autour

de la méthode de forage par jet ou de notre incapacité à acquérir un

équipement requis pour ce type de forage.

-- Les 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'ouvre, de questions liées aux relations du travail, de grèves ou

de lock-out, d'inondations souterraines, d'affaissements de terrain,

de mouvements du sol, de défaillances des bassins de retenue des résidus,

de perturbations ou d'accidents de transport ou d'autres risques liés au

développement et à l'exploitation.

Hypothèses importantes

-- Nos prévisions relatives au volume de vente et d'achat et aux prix de

l'uranium, des services de combustible et de l'électricité.

-- Nos espérances relatives à la demande en uranium, la construction de

nouvelles centrales nucléaires et le renouvellement de permis relatifs

aux centrales existantes ne sont pas compromises par des

changements apportés à la réglementation ou par la perception du public

à l'égard de la sécurité des centrales nucléaires.

-- Nos prévisions en matière de niveau et de coûts de

production.

-- Nos prévisions concernant les prix au comptant et les prix réalisés de

l'uranium et d'autres facteurs analysés dans notre rapport de gestion du

premier trimestre

-- Nos prévisions en matière de résiliation de contrat de vente d'uranium,

de taux d'imposition, de taux de change et de 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.

-- Nos projets de développement, d'exploitation minière et de production à

Cigar Lake sont couronnés de succès, notamment la

méthode de forage par jet qui y est pratiquée; il nous sera possible

d'obtenir les unités du système de forage par jet additionnelles dont

nous avons besoin selon l'échéancier prévu.

-- 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 à obtenir et maintenir les approbations

réglementaires 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, les pannes, les catastrophes

naturelles, les mesures gouvernementales ou politiques, les litiges ou

arbitrages les arbitrages, l'indisponibilité de réactifs, d'équipement

et de pièces et d'approvisionnement essentiels à la production, de

pénurie de main-d'ouvre, de questions liées aux relations du travail,

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, du manque de capacité de résidus, de perturbations

ou d'accidents de transport ou d'autres risques liés au développement

et à l'exploitation.

/T/

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 sur les actions ordinaires en circulation de la société. Il sera payable le 13 juillet 2012 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 29 juin 2012

Conférence téléphonique

Nous vous invitons à participer à notre conférence téléphonique sur le premier trimestre le mardi 1er mai 2012 à 13 h, heure de l'Est.

Tous les investisseurs et les représentants des médias sont invités à y participer. Pour cela, veuillez composer le (866) 223-7781 (Canada et Etats-Unis) ou le (416) 340-8018. 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 :

/T/

-- sur notre site web, cameco.com, peu après la téléconférence;

-- sur post view, jusqu'à minuit, heure de l'Est, le 1er juin 2012, en

composant le (800) 408-3053 ou le (905) 694-9451 (code d'accès 7348055#)

/T/

Information additionnelle

Vous pouvez trouver notre rapport de gestion du premier trimestre ainsi que nos états financiers intermédiaires sur cameco.com, sur le site web de SEDAR à sedar.com et sur celui d'EDGAR à sec.gov/edgar.shtml.

D'autres renseignements, notamment notre rapport de gestion annuel 2011, les états financiers vérifiés annuels et la notice annuelle, se trouvent sur le site web de SEDAR à sedar.com, sur celui d'EDGAR à sec.gov/edgar.shtml et sur le nôtre à cameco.com.

Profil

Cameco est un des plus importants producteurs d'uranium au monde, un important fournisseur de services de conversion et un des deux fabricants de combustible Candu au Canada. La position concurrentielle de Cameco repose sur sa participation majoritaire dans les plus grandes réserves à teneur élevée au monde et sur ses faibles coûts d'exploitation. Les produits d'uranium de Cameco servent à produire de l'électricité propre dans des centrales nucléaires du monde entier, notamment en Ontario, où Cameco est un associé commanditaire dans la plus importante centrale d'électricité nucléaire de l'Amérique du Nord. Cameco poursuit également ses travaux de prospection d'uranium dans les Amériques, en Australie et en Asie. Les actions de Cameco se négocient aux bourses de Toronto et de New York. Le siège social se situe à Saskatoon, en Saskatchewan.

Tel qu'utilisé dans le présent communiqué de presse, les termes "nous", "notre", "nos", "Cameco", et "la société" désignent Cameco Corporation et ses filiales et sociétés affiliées, sauf indication contraire.