Cameco affiche un bénéfice accru au deuxième trimestre\n31 juil. 2006 21h27 HE\nSASKATOON, SASKATCHEWAN--(CCNMatthews - 31 juillet 2006) -\nCameco Corporation (TSX:CCO) (NYSE:CCJ) communiquait aujourd'hui ses résultats financiers non vérifiés pour le deuxième trimestre et pour le semestre terminés le 30 juin 2006. Toutes les données du présent communiqué sont en dollars canadiens, sauf avis contraire. Pour un examen plus détaillé de nos résultats financiers, se reporter à la rubrique Examen et analyse par la direction (EAD) qui suit le présent communiqué.\nFaits saillants d'ordre financier              Trimestre\n(en millions $, sauf les données              terminé le      Variation\nsur les actions)                                30 juin           en %\nRevenu (a)                                    417        287         45\nBénéfice d'exploitation                        89         37        141\n(utilisé pour) l'exploitation (b)             40        (45)       189\nBénéfice net                                  149         32        366\nBénéfice par action - avant dilution ($)     0,42       0,09        367\nBénéfice par action - après dilution ($)     0,40       0,09        344\nBénéfice net ajusté (c)                        76         32        138\n(a) Au deuxième trimestre de 2006, le revenu provenant de Bruce Power\nLimited Partnership (BPLP) a fait l'objet d'une consolidation\nproportionnelle. Au deuxième trimestre de 2005, le revenu consolidé\nde BPLP a été comptabilisé en appliquant la méthode de\ncomptabilisation à la valeur de consolidation.\n(b) Après modifications liées au fonds de roulement.\n(c) Le bénéfice net pour le trimestre et pour le semestre terminés le 30\njuin 2006 a été ajusté de manière à exclure une récupération d'impôt\nfutur de 73 millions $ (0,19 $ par action après dilution) en rapport\navec des baisses des taux d'imposition fédéraux et provinciaux. Le\nbénéfice net ajusté est une mesure non PCGR utilisée pour permettre\nune comparaison représentative des résultats financiers.\nAu deuxième trimestre de 2006, Cameco a comptabilisé une récupération hors trésorerie de 73 millions $ (0,19 $ par action après dilution) d'impôt futur en rapport avec des baisses des taux d'imposition fédéraux et provinciaux du bénéfice. L'examen du bénéfice consolidé ci-dessous exclut ces postes afin de permettre une comparaison plus représentative des résultats d'exploitation.\nLe président et chef de la direction de Cameco, M. Jerry Grandey, a déclaré : " Pour le deuxième trimestre de suite, Cameco a nettement amélioré le revenu, le bénéfice et les flux de trésorerie, par rapport à l'exercice précédent. Les entreprises d'électricité et d'or ont contribué aux résultats du deuxième trimestre alors que l'entreprise d'uranium a fait l'apport le plus important au premier trimestre. "\nAu deuxième trimestre de 2006, notre bénéfice net a été de 149 millions $ (0,40 $ par action après dilution). Notre bénéfice net ajusté a été de 76 millions $ (0,21 $ par action après dilution), soit 44 millions $ de plus qu'en 2005, en raison de l'amélioration des résultats des entreprises d'électricité et d'or. La progression du bénéfice a été en partie annulée par la hausse des dépenses aux postes de l'administration et de l'impôt sur le bénéfice. En raison du calendrier évolutif des livraisons d'uranium et de produits de conversion et des interruptions prévues chez Bruce Power Limited Partnership (BPLP), les résultats trimestriels ne sont pas un bon indice des résultats annuels de Cameco.\nLes flux de trésorerie provenant de l'exploitation au deuxième trimestre de 2006 ont été de 40 millions $, à comparer à une utilisation nette de 45 millions $ en 2005. La hausse de 85 millions $ reflète la progression du revenu, par rapport à la période correspondante de 2005. Le solde des comptes-clients a baissé à 256 millions $, le 30 juin 2006, par rapport à 340 millions $, le 31 décembre 2005.\nDans notre entreprise d'uranium, le bénéfice avant impôt a fléchi à 28 millions $, depuis 31 millions $ à l'exercice précédent, alors que la marge bénéficiaire a progressé à 26 %, depuis 25 % à la période correspondante de 2005, le prix de vente réalisé plus élevé étant annulé par les coûts accrus. Par rapport au deuxième trimestre de 2005, le revenu provenant de notre entreprise d'uranium a progressé de 1 % et a atteint 141 millions $, la hausse de 35 % du prix de vente réalisé (en dollars US) ayant été pour une bonne part annulée par une baisse de 18 % des livraisons.\nEn dollars canadiens, le prix réalisé moyen a progressé de 22 %, en raison du redressement du dollar canadien par rapport à la devise américaine. La hausse de notre prix réalisé moyen au deuxième trimestre de 2006 est attribuable au relèvement des prix prévus dans les contrats à prix ferme et à la hausse du prix au comptant de l'uranium, qui a augmenté de 57 % et a atteint 43,42 $ (US), par rapport au deuxième trimestre de 2005.\nAu deuxième trimestre de 2006, le bénéfice avant impôts de Cameco provenant de BPLP a progressé à 38 millions $, en regard de 14 millions $ en 2005, par suite de l'accroissement du facteur de capacité et de la baisse des frais d'exploitation en 2006. BPLP a réalisé un facteur de capacité de 95 % au deuxième trimestre de 2006, en regard de 71 % à la période correspondante de 2005. Les frais d'exploitation ont diminué, depuis 328 millions $ au deuxième trimestre de 2005 à 189 millions $ en 2006.\nM. Grandey a précisé : " Nous sommes heureux de constater que nos investissements antérieurs dans la mise à niveau des réacteurs de Bruce B se traduisent maintenant par une nette amélioration du rendement et par une diminution des coûts. Nous prévoyons plusieurs années de rendement solide. "\nAu deuxième trimestre de 2006, le revenu provenant de notre entreprise d'or a augmenté de 3 millions $ et s'est chiffré à 121 millions $, par rapport au deuxième trimestre de 2005, alors que la marge bénéficiaire brute a progressé à 37 %, depuis 30 %. La hausse du revenu est attribuable à la hausse du prix de l'or, en partie annulée par la baisse de la production à Kumtor. En raison de la hausse du prix au comptant de l'or, le prix réalisé de l'or au deuxième trimestre a progressé de 49 % et a atteint 632 $ (US) l'once, en regard de 423 $ (US) au deuxième trimestre de 2005.\nExercice à ce jour 2006\nFaits saillants d'ordre financier               Semestre\n(en millions $ sauf les                          terminé      Variation\ndonnées sur les actions)                       le 30 juin          en %\nRevenu (a)                                    959        503         91\nBénéfice d'exploitation                       233         52        348\nde l'exploitation (b)                        326         38        758\nBénéfice net                                  266         59        351\nBénéfice par action - avant dilution ($)     0,76       0,17        347\nBénéfice par action - après dilution ($)     0,72       0,17        324\nBénéfice net ajusté (c)                       193         59        227\n(a) Au premier semestre de 2006, le revenu provenant de Bruce Power\nproportionnelle. Au premier semestre de 2005, le revenu consolidé\nde BPLP a été comptabilisé selon la méthode de comptabilisation à la\nvaleur de consolidation.\n(c) Le bénéfice net pour le semestre terminé le 30 juin 2006 a été\najusté de manière à exclure une récupération d'impôts futurs de 73\nmillions $ (0,19 $ par action après dilution) en rapport avec des\nbaisses des taux d'imposition fédéraux et provinciaux. Le bénéfice\nnet ajusté est une mesure non PCGR permettant de présenter une\ncomparaison représentative des résultats financiers.\nPour le semestre terminé le 30 juin 2006, notre bénéfice net a été de 266 millions $ (0,72 $ par action après dilution). Notre bénéfice net ajusté a été de 193 millions $ (0,52 $ par action après dilution), soit 134 millions $ de plus que le bénéfice net de 59 millions $ (0,17 $ par action après dilution) enregistré en 2005, en raison de l'amélioration des résultats dans les entreprises d'électricité et d'or. Ces hausses ont été en partie annulées par la hausse des frais liés à l'administration et à l'impôt sur le bénéfice.\nAu premier semestre de 2006, nous avons généré des flux de trésorerie de 326 millions $ provenant de l'exploitation, contre 38 millions $ en 2005. La hausse de 288 millions $ reflète la hausse du revenu par rapport à 2005 et le recouvrement au premier trimestre de 2006 de comptes-clients du quatrième trimestre de 2005.\nLe 30 juin 2006, notre coefficient d'endettement net (capitaux empruntés consolidés/fonds propres) était de 8 %, en baisse depuis 9 % à la fin de 2005. En 2006, nous avons utilisé l'encaisse disponible pour racheter des débentures de 150 millions $, au total.\nPerspectives pour le troisième trimestre de 2006\nNous prévoyons que le revenu consolidé pour le troisième trimestre de 2006 sera inférieur à celui du deuxième trimestre de 2006. Ceci est attribuable à la baisse prévue de la production d'or et à la baisse prévue du chiffre des ventes d'uranium, facteurs compensés en partie par la hausse prévue du prix de l'électricité.\nLes prévisions qui précèdent supposent que la capacité des services commerciaux de Cameco ne changera pas beaucoup sur le plan de la prestation de produits et de services et que nos estimations actuelles des prix, des coûts et des chiffres ne seront pas très différentes.\nCameco prévoit que le revenu consolidé progressera d'environ 50 % en 2006, par rapport à 2005, en raison de l'amélioration du marché de l'uranium et de la consolidation proportionnelle du revenu de BPLP. Après consolidation, notre marge bénéficiaire brute devrait s'améliorer et atteindre 30 %, depuis le 23 % enregistré en 2005.\nNous prévoyons que le revenu de l'entreprise d'uranium sera d'environ 15 % supérieur, en raison de l'amélioration du prix réalisé, en partie annulée par une baisse du chiffre des ventes. Nous prévoyons aussi que le revenu provenant de l'entreprise de services de combustible sera d'environ 50 % supérieur à celui de 2005, en raison d'une hausse prévue de 10 % des livraisons des produits vendus, de la hausse du prix de vente réalisé moyen et de l'inclusion de revenus provenant de Zircatec Precision Industries, Inc.\nOn prévoit que le bénéfice de BPLP en 2006 sera un peu moins élevé qu'en 2005, principalement par suite de la baisse prévue du prix de l'électricité, qui était très élevé en 2005. Cette perspective de bénéfice suppose que les réacteurs B atteindront un facteur de capacité ciblé d'au moins 90 % et qu'il n'y aura pas de modification importante de nos estimations actuelles des prix et des coûts.\nSelon les plans actuels de Centerra, la production totale pour l'exercice est maintenant prévue au niveau de 570 000 à 575 000 onces, à comparer à 680 000 à 695 000 onces prévues antérieurement. La prévision révisée pour 2006 fait suite au mouvement de sol d'une paroi de l'exploitation à ciel ouvert, annoncé antérieurement, survenu à la mine Kumtor en juillet. Centerra a produit 787 000 onces en 2005.\nLes perspectives financières décrites ci-dessus pour la Société sont fondées sur les hypothèses clés suivantes :\n- aucun changement important à nos estimations visant le chiffre de ventes, les coûts et les prix;\n- aucune perturbation de l'approvisionnement provenant de nos installations ou de tiers; et\n- un taux de change au comptant US/CA de 1,12 $.\nEn 2006, le taux d'imposition réel devrait s'inscrire dans la fourchette de 10 % à 15 %. Cette fourchette est retenue puisqu'on prévoit que la distribution prévue du bénéfice entre les diverses compétences fiscales sera plus importante dans le cas des filiales étrangères, par rapport à 2005. Ce taux d'imposition réel prévu ne reflète pas les baisses de taux d'imposition des sociétés, adoptées récemment par les gouvernements fédéral et provincial.\nLes énoncés contenus dans le présent communiqué de presse, qui ne sont pas des faits ou des données rétrospectives, sont des énoncés prospectifs; ils comportent des risques, des incertitudes et d'autres facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent sensiblement de ceux exprimés ou implicites dans ces énoncés prospectifs. Pour plus de précisions sur ces facteurs, se reporter à la rubrique intitulée " Mise en garde concernant l'information à caractère prospectif ", à la rubrique EAD, qui suit le présent communiqué.\nCameco a annoncé aujourd'hui que le conseil d'administration de la Société a approuvé un dividende trimestriel de 0,04 $ par action sur les actions ordinaires en circulation de la Société, à verser le 13 octobre 2006 aux actionnaires inscrits à la clôture du marché le 29 septembre 2006.\nCameco vous invite à participer à la conférence téléphonique sur son deuxième trimestre prévue pour le vendredi 28 juillet 2006, de 11 h 00 à 12 h 00, heure de l'Est (9 h 00 à 10 h 00, heure de Saskatoon).\nTous les investisseurs et les représentants des médias sont invités à participer à la conférence. Les représentants des médias seront invités à poser des questions à la fin de la conférence. Pour participer à la conférence du vendredi 28 juillet, veuillez composer le (416) 695-5259 ou le (877) 888-4210 (Canada et E.-U.). Une transmission audio de la conférence sera également accessible sur le site Internet cameco.com. Se reporter au lien figurant à la page d'accueil le jour de la conférence.\n- sur notre site internet, au cameco.com, peu de temps après la conférence, et\n- sur post view, jusqu'à minuit, heure de l'Est, le vendredi 11 août, en composant le (416) 695-5275 ou le (888) 509-0081 (code d'accès verbal 626183).\nDes renseignements supplémentaires sur Cameco, notamment sa notice annuelle, sont accessibles au SEDAR, au sedar.com, et sur le site Internet de la Société, au cameco.com.\nCameco, dont le siège social est établi à Saskatoon, en Saskatchewan, est la plus importante société de production d'uranium au monde, un grand fournisseur de services de conversion et l'un des deux fabricants de combustibles Candu au Canada. Sa position concurrentielle est basée sur la propriété des plus grandes réserves à haute teneur au monde et sur ses faibles frais 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 la Société participe à un partenariat qui exploite la plus importante centrale d'électricité nucléaire de l'Amérique du Nord. La Société poursuit également des travaux d'exploration d'uranium en Amérique du Nord et en Australie et elle détient une participation majoritaire dans une société aurifère du tiers intermédiaire. Les actions de Cameco se négocient aux bourses de Toronto et de New York.\nExamen et analyse par la direction portant sur le deuxième trimestre\nL'examen qui suit portant sur la situation financière et les résultats d'exploitation de Cameco Corporation devrait être lu de concert avec les états financiers consolidés non vérifiés et avec les notes afférentes pour la période terminée le 30 juin 2006, avec les états financiers consolidés vérifiés de la Société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005, et avec l'examen et l'analyse par la direction (EAD) des états financiers vérifiés, tous deux inclus dans le Rapport annuel de 2005. Les états financiers ont été préparés conformément aux principes comptables généralement reconnus au Canada (PCGR). Le Rapport annuel de 2005 est accessible au site internet de la Société, au cameco.com.\nLes énoncés contenus dans le présent EAD, qui ne sont pas des faits ou des données rétrospectives, sont des énoncés prospectifs; ils comportent des risques, des incertitudes et d'autres facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent sensiblement de ceux exprimés ou implicites dans ces énoncés prospectifs. Pour plus de précisions sur ces facteurs, se reporter à la rubrique intitulée " Mise en garde concernant l'information à caractère prospectif ", du présent EAD et à la rubrique intitulée " Risques et gestion des risques " sous la rubrique EAD du Rapport annuel de 2005 de la Société.\nNota : Toutes les données sont en dollars canadiens, sauf avis contraire.\nterminés le        terminés le        EAJ\nFaits saillants                 30 juin            30 juin    Variation\nd'ordre financier            2006     2005      2006    2005       en %\nRevenu (en millions $) (a)    417      287       959     503         91\n(en millions $)               89       37       233      52        348\n(en millions $)               40      (45)      326      38        758\nBénéfice net (en millions $)  149       32       266      59        351\n- avant dilution ($)        0,42     0,09      0,76    0,17        347\nBPA - après dilution ($)     0,40     0,09      0,72    0,17        324\n(en millions $) (c)           76       32       193      59        227\nde l'uranium (U3O8)\n($US/lb d'U3O8)            43,42    27,67     41,19   24,73         67\nPrix moyen réalisé de\n- $US/lb d'U3O8            20,21    14,92     19,91   14,38         38\n- $CA/lb d'U3O8            24,89    20,42     23,95   19,56         22\npar mégawattheure ($/MWh)     48       53        49      51         (4)\nPrix moyen au comptant de\nl'électricité en Ontario\n($/MWh)                       45       60        48      58        (17)\nl'or ($US/once)              632      423       587     420         40\nPrix moyen de l'or au\ncomptant ($US/once)          628      427       591     427         38\nn'incluait pas la part relative provenant de BPLP puisque notre\nméthode de comptabilisation pour BPLP appliquait la valeur de\n(c) Le bénéfice net pour le trimestre et pour le semestre terminés le\n30 juin 2006 a été ajusté de manière à exclure une récupération\nd'impôts futurs de 73 millions $ (0,19 $ par action après\ndilution), relative à des baisses des taux d'imposition fédéraux\net provinciaux. Le bénéfice net ajusté est une mesure non PCGR\nutilisée pour permettre une comparaison représentative des\nAu deuxième trimestre de 2006, Cameco a comptabilisé une récupération hors trésorerie de 73 millions $ (0,19 $ par action après dilution) d'impôts futurs en rapport avec des baisses des taux d'imposition fédéraux et provinciaux. Le bénéfice consolidé dont il est question ci-dessous est ajusté de manière à exclure ces postes afin de fournir une assise plus significative pour les comparaisons des résultats financiers d'une période à l'autre. Une mesure non PCGR, le bénéfice net ajusté devrait être tenu comme complémentaire; celle-ci ne remplace pas l'information financière connexe préparée conformément aux PCGR.\nPour le trimestre terminé le 30 juin 2006, notre bénéfice net a été de 149 millions $ (0,40 $ par action après dilution). Notre bénéfice net ajusté a été de 76 millions $ (0,21 $ par action après dilution), soit 44 millions $ de plus que le bénéfice net de 32 millions $ (0,09 $ par action après dilution) enregistré en 2005, en raison de l'amélioration des résultats des entreprises d'électricité et d'or. Ces hausses ont été en partie annulées par la hausse des frais aux postes de l'administration et de l'impôt sur le bénéfice.\nPour obtenir des précisions pour le deuxième trimestre concernant les résultats des entreprises d'uranium, de services de combustible, d'électricité et d'or, se reporter à la rubrique " Résultats financiers sectoriels ", dans les pages qui suivent.\nAu deuxième trimestre de 2006, le total des frais liés à l'administration, à l'exploration, aux intérêts et aux autres frais a été de 40 millions $, soit 2 millions $ de moins qu'à la période correspondante de 2005. Les frais d'administration ont été plus élevés de 8 millions $ alors que les frais d'intérêt et autres frais ont été de 9 millions $ moins élevés qu'au deuxième trimestre de 2005. Les frais d'administration reflètent les coûts accrus liés à la conformité à Sarbanes-Oxley (4 millions $) et à la rémunération fondée sur des actions (2 millions $). En outre, les frais d'administration chez Centerra Gold Inc. (Centerra) ont augmenté de 2 millions $ par suite de la hausse des charges liées à la rémunération fondée sur des actions et au développement commercial. La baisse des frais d'intérêt et autres frais est attribuable surtout aux revenus d'intérêt liés aux soldes de trésorerie supérieurs (7 millions $) et aux gains sur instruments dérivés (4 millions $). La baisse a été en partie annulée par la hausse des frais d'intérêt bruts (3 millions $) résultant de la consolidation proportionnelle de Bruce Power Limited Partnership (BPLP).\nAu deuxième trimestre de 2006, les frais d'exploration sont demeurés semblables à ceux du deuxième trimestre de 2005, à 12 millions $. Les dépenses d'exploration d'uranium ont augmenté à 6 millions $, contre 4 millions $ en 2005. Les programmes d'exploration d'uranium se concentrent en Saskatchewan, en Australie et au Nunavut. Dans l'entreprise d'or, Centerra, filiale de Cameco, détenue à hauteur de 53 %, a abaissé ses dépenses d'exploration de 2 millions $.\nEn avril, le gouvernement de la Saskatchewan a modifié le régime fiscal provincial pour permettre une baisse de 5 % du taux d'imposition général du bénéfice des sociétés. Le taux d'imposition provincial baisse de 17 % à 12 %, sur une période de trois ans, à compter du 1er juillet 2006. En mai, le gouvernement fédéral a présenté des modifications à la Loi de l'impôt sur le revenu du Canada prévoyant une baisse de 2 % du taux d'imposition général du bénéfice des sociétés. Le taux d'imposition fédéral passe donc du niveau antérieur de 21 %, à 19 %, sur une période de trois ans, à compter de 2008. En outre, des amendements ont également été présentés visant l'élimination de la surtaxe sur les sociétés, ce qui aura pour résultat concret d'abaisser le taux d'imposition fédéral de 1 %, à compter de 2008.\nSelon la réglementation comptable canadienne, l'effet cumulé d'un changement de la législation fiscale sur les éléments d'actif et de passif liés à l'impôt futur est inclus dans les états financiers d'une société au cours de la période d'application substantielle. Cameco a donc abaissé sa provision au bilan pour impôts futurs et a comptabilisé un ajustement fiscal hors trésorerie de 73 millions $ (0,19 $ par action après dilution) au deuxième trimestre de 2006.\nPar ailleurs, nous avons reçu confirmation que la surcharge provinciale sur les ressources de la Saskatchewan serait admissible pour les exercices antérieurs à 1999, ce qui nous permet de comptabiliser une baisse d'impôts futurs de 12 millions $.\nNotre taux d'imposition réel a baissé à 9 % au deuxième trimestre, depuis 17 % pour la période correspondante de 2005. Le taux réel pour 2006 exclut les 85 millions $ de récupération d'impôts comptabilisés au deuxième trimestre. Notre taux d'imposition prévu varie par rapport au taux d'imposition statutaire canadien, principalement en raison de différences entre les taux d'imposition canadiens et les taux applicables aux filiales dans d'autres pays.\nLe bénéfice provenant de l'exploitation a progressé à 89 millions $ au deuxième trimestre de 2006, depuis 37 millions $ en 2005. La marge bénéficiaire brute cumulée a augmenté à 31 % au deuxième trimestre, depuis 27 % en 2005, en raison de l'amélioration du prix réalisé pour l'uranium et pour l'or.\nAu semestre terminé le 30 juin de 2006, notre bénéfice net a été de 266 millions $ (0,72 $ par action après dilution). Notre bénéfice net ajusté a été de 193 millions $ (0,52 $ par action après dilution), soit 134 millions $ de plus que le bénéfice net de 59 millions $ (0,17 $ par action après dilution) enregistré en 2005, en raison de l'amélioration des résultats dans les entreprises d'électricité et d'or. Ces hausses ont été en partie annulées par la hausse des frais liés à l'administration et à l'impôt sur le bénéfice.\nPour obtenir des précisions pour l'exercice à ce jour concernant les résultats des entreprises d'uranium, de services de combustible, d'électricité et d'or, se reporter à la rubrique " Résultats financiers sectoriels ", dans les pages qui suivent.\nPour l'exercice à ce jour, le total des frais liés à l'administration, à l'exploration, aux intérêts et aux autres frais a été de 86 millions $, soit 10 millions $ de plus qu'à la période correspondante de 2005. Les frais d'administration ont été de 18 millions $ plus élevés en raison surtout d'une hausse de 7 millions $ des coûts chez Centerra, en rapport avec les rémunérations fondées sur actions et le développement commercial. En outre, Cameco a comptabilisé des dépenses accrues au titre de la rémunération fondée sur des actions, attribuables surtout à la hausse du prix des actions (4 millions $) et à la hausse des charges liées à la conformité à Sarbanes-Oxley (4 millions $).\nAu premier semestre de 2006, les dépenses d'exploration ont augmenté à 25 millions $, depuis 24 millions $ à la période correspondante de 2005. Les frais d'exploration d'uranium ont augmenté à 12 millions $, contre 9 millions $ en 2005. Dans l'entreprise d'or, Centerra, filiale de Cameco, détenue à hauteur de 53 %, a abaissé ses dépenses d'exploration de 2 millions $.\nLes frais d'intérêt et autres frais ont été de 9 millions $ moins élevés qu'en 2005, en raison surtout de la hausse du revenu d'intérêt sur les soldes de trésorerie (11 millions $) et des gains sur instruments dérivés (3 millions $). La diminution des frais a été en partie annulée par la hausse des frais d'intérêt bruts (6 millions $) résultant de la consolidation proportionnelle de BPLP.\nNotre taux d'imposition réel a baissé à 9 % en 2006, depuis 19 % en 2005, une proportion moindre du bénéfice total étant imposable au Canada. Le taux réel pour 2006 exclut 85 millions $ de récupérations d'impôts comptabilisés au deuxième trimestre.\nLe bénéfice provenant de l'exploitation a augmenté à 233 millions $ au premier semestre de 2006, depuis 52 millions $ à la période correspondante de 2005. La marge bénéficiaire brute cumulée a augmenté à 33 % en 2006, depuis 25 % en 2005, en raison de l'amélioration du prix réalisé pour l'uranium et pour l'or.\nRésultats financiers trimestriels (en millions $, sauf les données sur\nFaits saillants                   2006           2005            2004\nT2   T1   T4   T3   T2    T1   T4   T3\nRevenu                        417  542  522  288  287   216  361  313\nBénéfice net                  149  117   81   79   32    26   37   52\nBPA - avant dilution ($)     0,42 0,34 0,23 0,22 0,10  0,08 0,10 0,15\nBPA - après dilution ($)     0,40 0,32 0,22 0,21 0,09  0,08 0,10 0,15\nBPA - ajusté et\naprès dilution ($)          0,21 0,32 0,20 0,21 0,09  0,08 0,10 0,11\nde l'exploitation            40  286   91  148  (45)   84   59  140\nLe revenu de 417 millions $ au deuxième trimestre de 2006 a été 23 % inférieur à celui du premier trimestre, en raison de livraisons de produits nucléaires plus fortes que d'habitude au premier trimestre de 2006. Le revenu est généré par les livraisons de nos entreprises d'uranium et de services de combustible et il a tendance à être plus élevé au quatrième trimestre.\nLe bénéfice net ne suit pas la même tendance directe que le revenu parce que les résultats passés ont été nettement influencés par les résultats de BPLP. Avant le 1er novembre 2005, la comptabilisation à la valeur de consolidation était appliquée à l'investissement dans BPLP et aucun revenu ou coût de BPLP n'était donc comptabilisé. Le 1er novembre 2005, Cameco a adopté la consolidation proportionnelle des résultats financiers de BPLP. Pour le premier et le deuxième trimestre de 2006, nous avons inclus notre part du revenu, des dépenses et des flux de trésorerie provenant des réacteurs de Bruce B. L'ajustement de notre méthode de comptabilisation pour BPLP ne modifie pas la présentation de notre bénéfice net.\nLes flux de trésorerie provenant de l'exploitation ont tendance à fluctuer en raison pour une bonne part du calendrier des livraisons et des achats de produits faits dans les entreprises de production d'uranium et de services de conversion.\nAu deuxième trimestre de 2006, nous avons généré des flux de trésorerie de 40 millions $ provenant de l'exploitation, en regard d'une utilisation nette de 45 millions $ en 2005. Le changement de 85 millions $ reflète la hausse du revenu par rapport au deuxième trimestre de 2005.\nAu premier semestre de 2006, nous avons généré des flux de trésorerie de 326 millions $ provenant de l'exploitation, en regard de 38 millions $ en 2005. La hausse de 288 millions $ reflète la hausse du revenu par rapport à 2005 et le recouvrement au premier trimestre de 2006 de comptes-clients du quatrième trimestre de 2005. Le solde des comptes-clients a baissé à 256 millions $, le 30 juin 2006, depuis 340 millions $, le 31 décembre 2005.\nLe 30 juin 2006, notre dette totale était de 707 millions $, une baisse de 152 millions $ par rapport au 31 décembre 2005. Le 30 juin 2006, notre coefficient d'endettement net (capitaux empruntés consolidés/fonds propres) était de 8 %, en baisse depuis 9 % à la fin de 2005. En 2006, nous avons utilisé l'encaisse disponible pour racheter des débentures de 150 millions $, au total.\nPar rapport à la fin de 2005, nos stocks de produits ont augmenté de 26 millions $, en raison surtout de l'accroissement des valeurs comptables liées à l'uranium. Le coût moyen de nos stocks d'uranium et de produits de services de conversion a augmenté par suite de l'importante hausse du coût des matières achetées.\nLe 30 juin 2006, notre solde de trésorerie consolidé était au total de 481 millions $ et Centerra détenait environ 250 millions $ de ce montant.\nValeur comptable    Valeur marchande (1)\nInvestissement                         30 juin      30 juin    31 déc.\n(en millions $)                          2006         2006      2005\nCenterra Gold Inc.                         434 $      1 310 $   1 069 $\nUEX Corporation                             20          130       167\nTotal                                      454 $      1 440 $   1 236 $\n(1) La valeur marchande est calculée comme suit : le nombre d'actions en\ncirculation multiplié par le prix de l'action à la clôture, coté à\nTSX le 31 décembre 2005 et le 30 juin 2006.\nCameco vend la plus grande partie de son uranium et de ses services de combustible en dollars américains, alors qu'elle produit la plus grande partie de son uranium et de ses services de combustible au Canada. Ainsi donc, ces revenus sont libellés surtout en dollars américains, alors que les coûts de production sont libellés surtout en dollars canadiens.\nNous essayons de nous donner une certaine protection contre les fluctuations du taux de change en planifiant une activité de couverture visant à atténuer la volatilité. Les activités de couverture ont en partie protégé nos revenus provenant de l'uranium et des services de combustible contre la baisse de valeur du dollar américain, à court terme.\nCameco a aussi une couverture naturelle contre les fluctuations de la devise américaine puisqu'une partie de ses déboursés en espèces annuels, notamment les achats d'uranium et de services de combustible, est libellée en dollars américains. Même si les couvertures naturelles fournissent cette protection, l'influence sur le bénéfice des matières achetées ayant été stockées peut être étalée sur plusieurs périodes financières et peut être plus difficile à identifier.\nA la date de chaque bilan, Cameco calcule la valeur au cours du marché de tous les contrats de change, cette valeur représentant le gain ou la perte qui se serait produit(e) si on avait mis un terme aux contrats à ce moment-là. Nous tenons compte des contrats de change satisfaisant certains critères définis (précisés par les principes comptables généralement reconnus) en appliquant la comptabilité de couverture. Selon la comptabilité de couverture, les gains ou les pertes au cours du marché sont inclus(es) dans le bénéfice uniquement au moment où le contrat est désigné pour utilisation. Dans tous les autres cas, les gains ou les pertes au cours du marché sont comptabilisés dans les résultats financiers lorsqu'ils se produisent.\nAu cours du trimestre, le dollar canadien s'est redressé par rapport à la devise américaine et est passé de 1,17 $ le 31 mars 2006 à 1,12 $ le 30 juin 2006.\nLe 30 juin 2006, nous avions des contrats sur devises étrangères de 1 115 millions $ (US) et de 40 millions EUR, comptabilisés selon la comptabilité de couverture et des contrats sur devises étrangères de 127 millions $ (US) ne satisfaisant pas les critères relatifs à la comptabilité de couverture. Les contrats sur devises étrangères seront utilisés comme suit :\nen millions $ (US)                277     420     275     200      70\nen millions EUR                    16      11       9       4       -\nA ces contrats est assorti un taux de change réel moyen de 1,19 $ (CA) par 1,00 $ (US), ce qui reflète les prix au comptant originaux en devises étrangères prévalant au moment où les contrats ont été conclus et comprend le revenu reporté.\nLe 30 juin 2006, le gain au cours du marché sur tous les contrats de change désignés comme couvertures était de 49 millions $, contre un gain de 17 millions $ le 31 mars 2006. Dans le cas des contrats n'étant pas désignés comme couvertures, le montant au cours du marché a été inclus dans les résultats financiers de 2006.\nLes différences de moment entre les dates d'échéance et les dates de désignation des contrats de couvertures déjà fermés peuvent se traduire par le report d'un revenu ou d'une imputation. Le 30 juin 2006, le revenu reporté atteignait le total de 28 millions $. Le calendrier associé au revenu reporté à reconnaître aux résultats financiers, prend la forme suivante, par année :\nRevenu reporté                           2006    2007    2008    2009\nen millions $ (CA)                         17      11       -       -\nAu deuxième trimestre de 2006, la plus grande partie des rentrées nettes en dollars américains était couverte par des instruments dérivés de devises. Les rentrées nettes représentent les ventes d'uranium et de services de combustible, dont on a soustrait les dépenses en espèces en dollars US et les achats de produits en dollars US. Pour les entreprises d'uranium et de services de combustible, au deuxième trimestre de 2006, le taux de change réel, après avoir tenu compte des couvertures, a été d'environ 1,23 $, en regard de 1,37 $ au deuxième trimestre de 2005. Les résultats provenant de l'entreprise d'or sont convertis en dollars canadiens aux taux de change en cours.\nPour 2006, tout changement, à la hausse ou à la baisse, d'un cent du taux de change du dollar américain en dollar canadien modifierait le bénéfice net, à la hausse ou à la baisse, d'environ 2 millions $ (CA).\nNous prévoyons que le revenu consolidé au troisième trimestre de 2006 sera inférieur à celui du deuxième trimestre de 2006. Ceci est attribuable à la baisse prévue de la production d'or et à la baisse prévue du chiffre des ventes d'uranium, compensées en partie par la hausse prévue du prix de l'électricité.\nLes prévisions pour le troisième trimestre supposent que la capacité des services commerciaux de Cameco ne changera pas beaucoup sur le plan de la prestation de produits et de services et que nos estimations actuelles des prix, des coûts et des chiffres ne changeront pas beaucoup.\nCameco prévoit que le revenu consolidé progressera d'environ 50 % en 2006, par rapport à 2005, en raison de l'amélioration du marché de l'uranium et de la consolidation proportionnelle du revenu de BPLP. Après consolidation, notre marge bénéficiaire brute devrait s'améliorer et atteindre 30 %, depuis 23 % enregistré en 2005.\nDans l'entreprise d'uranium, nous prévoyons que le revenu sera d'environ 15 % supérieur, en raison de l'amélioration du prix réalisé, compensée en partie par la baisse du chiffre des ventes. Nous prévoyons aussi que le revenu provenant de l'entreprise de services de combustible sera d'environ 50 % supérieur à celui de 2005 en raison de la hausse prévue de 10 % des livraisons, de la progression du prix de vente réalisé moyen et de l'inclusion du revenu provenant de Zircatec Precision Industries, Inc. (Zircatec).\nOn prévoit que le bénéfice de BPLP sera un peu moins élevé en 2006 qu'en 2005, principalement par suite de la baisse prévue du prix de l'électricité, qui était très élevé en 2005. Cette perspective de bénéfice suppose que les réacteurs B atteindront un facteur de capacité ciblé d'au moins 90 % et qu'il n'y aura pas de modification importante de nos estimations actuelles des prix et des coûts.\nOn prévoit que les frais d'administration seront d'environ 15 % supérieurs à ceux de 2005. La hausse reflète les charges plus élevées liées à la rémunération fondée sur des actions, au développement commercial et aux frais de maintien des effectifs. On prévoit que les frais d'exploration seront d'environ 65 millions $ en 2006. De cette somme, 34 millions $ sont affectés à l'uranium.\nEn 2006, le taux d'imposition réel devrait s'inscrire dans la fourchette de 10 % à 15 %. Notre taux d'imposition prévu varie par rapport au taux d'imposition statutaire canadien, surtout en raison de différences entre les taux d'imposition canadiens et les taux applicables aux filiales d'autres pays. Cette fourchette est retenue puisqu'on prévoit que la distribution du bénéfice entre les diverses compétences fiscales sera plus importante dans le cas des filiales étrangères, par rapport à 2005. Ce taux d'imposition réel prévu ne reflète pas la baisse des taux d'imposition des sociétés, adoptée récemment par les gouvernements fédéral et provincial.\nPour un examen plus détaillé des perspectives commerciales de la Société pour le troisième trimestre de 2006 et pour l'exercice complet, se reporter à la rubrique Perspectives, pour chaque secteur d'entreprise.\n- Services de combustible\n- Production de nucléoélectricité\nTrimestre terminé  Semestre terminé\nRevenu (en millions $)                141      139       425      217\nProfit brut (en millions $)            36       35       133       47\nProfit brut %                          26       25        31       22\n(en millions $)                       28       31       117       39\n($US/lb)                            20,21    14,92     19,91    14,38\n($CA/lb)                            24,89    20,42     23,95    19,56\n(en millions de lbs)                5,6      6,8      17,6     11,1\n(en millions de lbs)                5,4      5,8       9,7     10,6\nPar rapport au deuxième trimestre de 2005, le revenu provenant de notre entreprise d'uranium a progressé de 1 % et s'est chiffré à 141 millions $, la hausse de 35 % du prix de vente réalisé (en dollars US) ayant été pour une bonne part annulée par une baisse de 18 % des livraisons. Le moment des livraisons des produits nucléaires au cours d'une année civile demeure à la discrétion des clients. Nos profils de livraison trimestriels peuvent donc varier beaucoup. Le prix réalisé moyen en dollars canadiens a augmenté de 23 %, le dollar canadien plus ferme par rapport à la devise américaine ayant eu un effet modérateur. La hausse du prix réalisé moyen résulte de la hausse des prix prévus dans les contrats à prix ferme et de la progression du prix au comptant de l'uranium, qui a été en moyenne de 43,42 $ (US) la livre au deuxième trimestre de 2006, contre 27,67 $ (US) en 2005. La hausse des prix réalisés est attribuable à l'accroissement des redevances de base.\nLe coût total des produits et des services vendus, y compris l'amortissement, l'épuisement et la remise en état (AER), a augmenté à 105 millions $ au deuxième trimestre de 2006, depuis 104 millions $ en 2005, en raison d'une hausse de 21 % du coût unitaire des produits vendus, hausse annulée par la baisse de 18 % des livraisons. Le coût unitaire des produits vendus a augmenté en raison de la hausse du coût de l'uranium acheté et de la hausse des redevances de base.\nNotre bénéfice avant impôts provenant de l'entreprise d'uranium a baissé à 28 millions $, depuis 31 millions $ au deuxième trimestre de l'exercice précédent, alors que la marge bénéficiaire a progressé un peu, à 26 %, depuis 25 % à la période correspondante de 2005. La hausse du prix de vente réalisé a été annulée par la hausse des coûts.\nPar rapport au premier semestre de 2005, le revenu provenant de notre entreprise d'uranium a progressé de 96 % et a atteint 425 millions $, grâce pour une bonne part à l'accroissement de 59 % du chiffre des ventes. Comme le calendrier des livraisons de produits nucléaires au cours d'une année civile est à la discrétion des clients, nos profils de livraison trimestriels peuvent varier beaucoup. Une hausse du prix de vente réalisé a aussi contribué à la progression du revenu, qui a augmenté de 38 % (en dollars américains) par rapport au deuxième trimestre de 2005. Toutefois, en dollars canadiens, le prix réalisé moyen n'a progressé que de 23 %, en raison du redressement du dollar canadien par rapport à la devise américaine. La hausse du prix réalisé moyen résulte de la hausse des prix prévus dans les contrats à prix ferme et de la progression du prix au comptant de l'uranium, qui a été en moyenne de 41,19 $ (US) la livre en 2006, contre 24,73 $ (US) en 2005.\nLe coût total des produits et des services vendus, y compris l'amortissement, l'épuisement et la remise en état (AER), a augmenté à 292 millions $ en 2006, contre 170 millions $ en 2005 en raison de la hausse de 59 % des livraisons et de la hausse de 8 % du coût unitaire des produits vendus. La hausse du coût unitaire des produits vendus reflétait la hausse du coût de l'uranium acheté et la hausse des redevances.\nNotre bénéfice avant impôts provenant de l'entreprise d'uranium a progressé à 117 millions $, depuis 39 millions $ à l'exercice précédent, et la marge bénéficiaire a progressé à 31 %, depuis 22 % en 2005.\nPerspectives pour le troisième trimestre de 2006 associées à l'uranium\nEn raison des conditions serrées du marché de l'approvisionnement en uranium, et pour assurer la souplesse en accroissant ses sources d'approvisionnement, Cameco a conclu avec deux de ses clients des accords d'emprunt de produits de réserve. Les accords d'emprunt aideront à atténuer les conséquences de toute perturbation à court terme de l'approvisionnement. Ces arrangements, finalisés en juin et en juillet de 2006, permettront à Cameco d'emprunter jusqu'à 5,6 millions de livres d'équivalent d'U3O8 au cours de la période de 2006 à 2008, avec remboursement en 2008 et en 2009. De cette matière, jusqu'à 1,4 million de kgU environ peut être emprunté sous forme d'hexafluorure d'uranium (UF6). Tout emprunt sera garanti par des lettres de crédit et sera réglé en nature.\nConformément à la réglementation comptable applicable, la constatation du revenu provenant des ventes futures faites à ces clients, jusqu'à concurrence de la limite des facilités d'emprunt, sera reportée jusqu'à ce que les facilités d'emprunt soient terminées, qu'il y ait eu ou non emprunt de matière.\nCameco reportera donc le revenu provenant de la vente de 3 millions de livres d'U3O8 au troisième trimestre de 2006 et de vente de 1 million de livres au quatrième trimestre. Alors que le revenu est reporté, il n'y a pas d'effet sur les espèces. Le revenu reporté sera comptabilisé à la période où se terminera l'accord d'emprunt.\nPar suite du report mentionné ci-dessus, nos chiffres de ventes devraient être de 10 % moindres au troisième trimestre, qu'au deuxième trimestre de 2006. En outre, le prix réalisé devrait baisser de 5 %, par rapport au deuxième trimestre. On prévoit donc que le revenu et le profit brut seront inférieurs à ceux du deuxième trimestre.\nPerspectives pour l'exercice 2006 associées à l'uranium\nNous prévoyons qu'en 2006, le revenu provenant de l'uranium sera d'environ 15 % supérieur à celui de 2005, en raison de l'amélioration prévue de 20 % du prix de vente réalisé prévu (en dollars canadiens), annulée un peu par une baisse du chiffre des ventes. On prévoit que les livraisons d'uranium atteindront le total de 36 millions de livres, dont le revenu sera comptabilisé sur 32 millions de livres en 2006, reflétant ainsi le report de la comptabilisation du revenu précisé ci-dessus.\nOn prévoit que la part de Cameco de la production d'uranium augmentera un peu en 2006 et se chiffrera à 21,4 millions de livres d'U3O8, depuis 21,2 millions en 2005.\nOn prévoit que les marges liées à l'uranium s'amélioreront et atteindront environ 30 %, contre 23 % en 2005.\nPour le troisième trimestre et pour 2006, les perspectives de résultats financiers liés à l'entreprise d'uranium sont fondées sur les hypothèses clés suivantes :\n- aucune perturbation de l'approvisionnement provenant de nos mines ou de tiers; et\nSensibilité du prix de l'uranium en 2006\nPour le reste de 2006, un changement de 1,00 $ (US) la livre du prix au comptant de l'uranium, depuis 46,00 $ (US) la livre, modifierait le revenu et le bénéfice net de moins de 1 million $ (CA). Cette sensibilité suppose un taux de change réel prévu de 1,00 $ (US) correspondant à environ 1,18 $ (CA), qui tient compte de notre programme de couverture de devises.\nSensibilité du prix de l'uranium (2006 à 2008)\nLe tableau ci-dessous présente un éventail indicatif de prix moyens que Cameco prévoit réaliser avec le portefeuille de ventes actuel. On voulait que les prix présentés dans le tableau illustrent comment divers scénarios de prix marchands peuvent influencer le revenu de Cameco provenant de l'uranium. Cette analyse retient un certain nombre d'hypothèses précisées dans les notes du tableau.\nComme le précise le scénario retenant un prix au comptant de 45,00 $ (US), Cameco prévoit obtenir un prix moyen de 33,75 $ (US), soit environ 75 % du prix au comptant, vers 2008, si les prix se maintiennent au niveau de 45,00 $ (US), ou près de celui-ci. Si le prix au comptant progresse à 55,00 $ (US), Cameco prévoit obtenir un prix moyen de 38,50 $ (US), soit quelque 70 % du prix au comptant, vers 2008. Par ailleurs, si le prix baissait à 35,00 $ (US), Cameco prévoit obtenir un prix moyen de 28,75 $ (US), soit quelque 82 % du prix au comptant, vers 2008.\nPrix réalisé moyen pour l'uranium prévu par Cameco\n(Entre parenthèses, exprimé en % du prix au comptant)\nUS $/lb d'U3O8, actuel\ncomptant          2006         2007            2008\n35 $         19,75 $ (56 %)   23,00 $ (66 %)   28,75 $ (82 %)\n45 $         20,00 $ (44 %)   26,25 $ (58 %)   33,75 $ (75 %)\n55 $         20,25 $ (37 %)   28,75 $ (52 %)   38,50 $ (70 %)\nHypothèses clés :\n- chiffre des ventes d'uranium en 2006 d'environ 36 millions de livres d'U3O8 et chiffre des ventes semblable pour 2007 et pour 2008;\n- les estimations du chiffre des ventes supposent qu'il n'y a pas d'interruption de l'approvisionnement de la Société à même sa propre production ou celle de tiers;\n- les chiffres de ventes pour 2006 sont entièrement engagés, les chiffres de ventes pour 2007 sont presque tous engagés alors que ceux pour 2008 sont moins engagés;\n- on suppose que tous les volumes non engagés seront livrés au prix au comptant en vigueur;\n- on suppose que le prix à long terme pour une année spécifique est égal au prix au comptant moyen pour cette année;\n- on suppose que tous les autres indices de prix tendent vers le prix au comptant, et que\n- le taux d'inflation annuel est égal à 2,5 % et\n- les prix réalisés moyens estimatifs pour chaque niveau de 35 $ (US), 45 $ (US) et 55 $ (US) pour 2006 comprennent le prix au comptant moyen actuel pour le premier semestre de l'exercice de 41,19 $ (US).\nNous avons l'intention de continuer de cibler un équilibre de prix de 60 / 40, entre les prix liés au marché et les prix fermes, avec ajustement par des mécanismes liés à l'inflation; toutefois, comme la conjoncture marchande évolue, nous pourrions bien ajuster ce rapport. La stratégie générale continuera de se concentrer sur la négociation de durées de contrats plus longues, de prix planchers assurant une protection contre les fléchissements et le maintien d'un niveau adéquat de potentiel à la hausse. Actuellement, les nouveaux contrats ont tendance à préciser des durées de contrats pouvant atteindre dix ans ou plus, et dans le cas des contrats liés au prix du marché, des prix planchers d'environ 80 % du prix au comptant en vigueur au moment de la négociation du contrat ainsi qu'une exposition à des prix supérieurs. Il importe de retenir que tous les contrats ne sont pas liés au marché ou ne prévoient pas de prix planchers.\nLe prix moyen au comptant de l'industrie (TradeTech et UxC), le 30 juin 2006, était de 45,75 $ (US) la livre d'U3O8, en hausse de 12 % depuis 40,75 $ (US) le 31 mars 2006. Ceci doit être comparé à 29,00 $ (US) le 30 juin 2005 et à 22,55 $ (US) le 31 mars 2005.\nLe chiffre total du marché au comptant affiché pour le deuxième trimestre de 2006 était de 6,2 millions de livres d'U3O8, pour un total de 13,6 millions de livres pour l'exercice à ce jour. La demande est nettement inférieure à celle de 2005, alors que 12,1 millions de livres ont fait l'objet de transactions au deuxième trimestre, pour un total de 24,3 millions de livres au premier semestre de 2005. Malgré la demande modérée, l'approvisionnement demeure serré et le prix a poursuivi sa progression tout au long du trimestre.\nLe prix à long terme moyen pour l'industrie (TradeTech et UxC) le 30 juin 2006, était de 46,75 $ (US) la livre d'U3O8, en hausse de 13 % depuis 41,50 $ (US) à la fin de mars 2006. Ceci doit être comparé à 30,00 $ (US) le 30 juin 2005 et à 27,25 $ (US) le 31 mars 2005.\nLe marché à long terme a continué d'être actif au deuxième trimestre alors que les services publics tentaient d'atténuer les risques en concluant des contrats à long terme avec des fournisseurs primaires fiables. On prévoit que les contrats à long terme dépasseront les 200 millions de livres en 2006, un niveau bien supérieur aux niveaux passés, mais inférieur aux 240 millions de livres visés par des contrats en 2005.\nMise à jour sur les exploitations d'uranium\nPart de la production      Trimestres        Semestres       Production\nde Cameco                 terminés le        terminés le        prévue\n(en millions de              30 juin           30 juin               en\nlbs d'U3O8)              2006    2005      2006    2005           2006\nMcArthur River/Key Lake    3,2     3,7       5,9     6,5           13,1\nRabbit Lake                1,6     1,6       2,6     3,1            5,9\nSmith Ranch/ Highland      0,4     0,3       0,8     0,6            1,6\nCrow Butte                 0,2     0,2       0,4     0,4            0,8\nTotal                      5,4     5,8       9,7    10,6           21,4\nA McArthur River/Key Lake, la part de Cameco de la production a été de 3,2 millions de livres au deuxième trimestre de 2006, et de 5,9 millions de livres au premier semestre de 2006. La variation de production d'un trimestre à l'autre est typique et peut être attribuable aux interruptions prévues pour l'entretien des installations et à la variation normale de la production de minerai.\nPour l'exercice à ce jour, la production demeure inférieure à celle de 2005 en raison d'une fermeture d'usine prévue à Key Lake au deuxième trimestre et de difficultés de traitement à l'usine, au premier trimestre, causées par de fortes concentrations de béton dans la solution d'uranium. Le béton a été introduit à McArthur River lorsque les ouvrages miniers adjacents à des secteurs déjà exploités ont été remblayés au moyen de béton. Le projet d'installation de filtres de sable à l'usine pour améliorer la pureté de la solution d'uranium a connu certains délais mineurs associés aux calendriers de livraison de matériaux et à des problèmes de coordination des travaux de construction. Nous prévoyons maintenant que ce projet sera terminé au troisième trimestre de 2006.\nAu deuxième trimestre, la production s'est nettement améliorée, par rapport au premier trimestre de 2006. Cette tendance devrait se poursuivre, et on prévoit que notre part de la production au troisième trimestre de 2006 sera de 3,6 millions de livres d'U3O8. Aucune fermeture d'usine n'est prévue et une alimentation régulière de minerai avec des concentrations de béton plus faibles, est prévue, en provenance de McArthur River, pour le reste de l'exercice. Pour 2006, la part de Cameco de la production totale prévue de McArthur River/Key Lake est de 13,1 millions de livres d'U3O8.\nLa convention collective des employés syndiqués des exploitations de McArthur River et de Key Lake est échue le 31 décembre 2005. Cameco et le Syndicat des Métallos USWA ont poursuivi les négociations tout au long du deuxième trimestre de 2006. Cameco a récemment présenté son offre économique, qui a été étudiée par le syndicat. En juillet, Cameco et USW ont demandé conjointement la conciliation au Directeur général du Service fédéral de médiation et de conciliation (un service du gouvernement fédéral). La procédure de conciliation peut exiger jusqu'à 60 jours après la nomination d'un conciliateur. Les deux parties doivent consentir au prolongement de la procédure au-delà de 60 jours.\nNous avons présenté une demande visant le relèvement de la limite de production annuelle prévue au permis tant à la mine de McArthur River qu'à l'usine de Key Lake, à 22 millions de livres d'U3O8 (à comparer à la limite actuelle de 18,7 millions de livres). Cette demande fait actuellement l'objet d'une évaluation environnementale de niveau examen en vertu de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale, la Commission canadienne de sûreté nucléaire (CCSN) étant l'administration responsable.\nActuellement, la CCSN s'est concentrée sur l'évaluation de l'effet environnemental à plus long terme des faibles niveaux de sélénium et de molybdène contenus dans les effluents de l'usine Key Lake et sur la concentration de ces substances dans l'environnement récepteur en aval. Cameco a proposé une modification du procédé de traitement des effluents de l'usine de Key Lake afin de réduire les concentrations de ces métaux et d'autres métaux.\nLa modification du procédé de traitement des effluents exigera vraisemblablement la révision de notre proposition actuelle de projet et des travaux supplémentaires d'évaluation environnementale. Le relèvement de la limite annuelle prévue au permis sera donc retardé durant un certain temps. Les estimations de coûts associés à la modification proposée sont encore en cours de préparation.\nRabbit Lake a produit 1,6 million de livres d'U3O8 au deuxième trimestre de 2006 et un total de 2,6 millions de livres au premier semestre de 2006. Pour l'exercice à ce jour, la production demeure inférieure à celle de 2005 en raison de l'interruption prévue de l'usine et de la teneur moindre du minerai d'alimentation de l'usine au premier trimestre de 2006. Au deuxième trimestre, la production a été semblable à celle du deuxième trimestre de 2005. La production du deuxième trimestre de 2006 s'est améliorée, par rapport à celle du premier trimestre, par suite de l'amélioration des teneurs de minerai associées à une production minière supérieure provenant de nouvelles zones d'exploitation minière et de l'accroissement du tonnage livré à l'usine. Nous continuons de cibler une production de 5,9 millions de livres d'U3O8 pour 2006.\nLes travaux se poursuivent en rapport avec l'évaluation environnementale (EE) visant le traitement d'un peu plus de la moitié de l'uranium à même le minerai de Cigar Lake à l'usine de Rabbit Lake, à compter de 2009. Au cours du trimestre, nous avons présenté un document de communication réglementaire préévaluation et nous avons organisé des réunions techniques avec des représentants des organismes de réglementation afin de passer en revue notre démarche prévue. Cette approche de communication devrait améliorer l'efficacité de la procédure d'examen de la déclaration d'impact environnemental (DIE). On prévoit présenter le rapport DIE plus tard en 2006.\nLes mines de lixiviation in situ (LIS) Smith Ranch-Highland et Crow Butte ont produit 0,6 million de livres d'U3O8 au deuxième trimestre de 2006. On prévoit que les exploitations produiront 2,4 millions de livres en 2006.\nCameco a entrepris le 1er janvier 2005 la construction de la mine de Cigar Lake. Le projet comprend :\n- le développement d'ouvrages souterrains à partir du puits existant;\n- le développement d'un deuxième puits;\n- le forage de trous de congélation pour conditionner le terrain et préparer la zone de minerai en vue de l'exploitation;\n- la construction en surface de diverses installations;\n- un nouveau chemin d'accès au site; et\n- des travaux de construction souterrains, principalement dans le secteur de traitement du minerai.\nComme on l'a déjà annoncé, Cameco a subi une venue d'eau dans le deuxième puits en avril 2006. Nous avons depuis terminé les travaux de planification détaillés qui permettront la réalisation d'un programme de congélation du sol, depuis le développement souterrain existant, afin de régler le problème de venue d'eau et nous avons entrepris des travaux préparatoires souterrains. Nous prévoyons que la congélation du sol autour du périmètre du puits, dont le développement reste à faire, sera entreprise vers la fin du troisième trimestre de 2006, sous réserve des approbations réglementaires. La congélation du sol empêchera l'eau souterraine d'entrer dans le puits et en permettra l'achèvement. Cameco a une grande expérience de la réalisation de programmes de congélation de sol, acquise à Cigar Lake et à McArthur River.\nLa production prévue pour 2007 avant l'événement de venue d'eau était d'environ 7 millions de livres dont la part de Cameco est de 50 %. Nous prévoyons que la mine entreprendra la production à la fin de 2007 et l'exploitation de l'usine est prévue pour 2008, sous réserve de l'approbation des autorités de réglementation.\nLorsque la production sera entreprise, il y aura une période d'augmentation progressive pouvant atteindre trois ans avant que la mine atteigne la production complète prévue de 18 millions de livres par année. Se reporter à la rubrique intitulée " Perspectives liées à la production d'uranium " qui présente une mise à jour de nos estimations de la production pour les quelques prochaines années.\nLe développement souterrain à Cigar Lake est terminé dans une proportion supérieure à 74 %. Le développement critique des secteurs de transformation du minerai est en grande partie terminé, permettant ainsi le début de la construction des installations souterraines et de l'installation du matériel au début du troisième trimestre de 2006.\nEn raison du prolongement de la période de construction, attribuable au programme de congélation du sol du deuxième puits, le nombre prévu de trous de congélation a été relevé, de 424 trous à 650 trous. A la fin du deuxième trimestre, 290 trous de congélation avaient été forés. Nous poursuivons la congélation du premier secteur de production prévu en utilisant certains des trous de congélation terminés.\nLes travaux de construction en surface se sont poursuivis au cours du trimestre et des progrès satisfaisants ont été réalisés en rapport avec plusieurs contrats importants, notamment ceux liés à la résidence permanente, au bâtiment de chargement de sortie des boues de minerai, et à l'agrandissement de l'usine de traitement des eaux.\nAu projet LIS Inkai, au Kazakhstan, deux zones de production sont actuellement en développement (les blocs 1 et 2). Au bloc 1, la construction de l'installation de traitement commercial est en cours. Nous prévoyons achever la construction en 2007 et entreprendre la mise en service de l'installation commerciale, sous réserve des autorisations des autorités de réglementation. Nous prévoyons démarrer la production à la fin de 2007, et la production commerciale suivra en 2008 après une période d'accélération progressive de la production.\nAu bloc 2, la mine d'essai a produit environ 0,2 million de livres d'U3O8 au deuxième trimestre de 2006 (la part de Cameco est de 60 %). Nous avons reçu en 2005 l'approbation visant l'accroissement de la capacité de production de la mine d'essai à 0,8 million de livres d'U3O8. La production provenant de l'installation accrue a commencé au deuxième trimestre de 2006. On prévoit que la production prévue de la mine d'essai en 2006 sera au total de 0,65 million de livres d'U3O8. Nous prévoyons demander en 2007 un permis d'exploitation minière pour le bloc 2. Le développement commercial du bloc 2 est prévu pour 2008.\nComme on l'a déjà publié, la production des blocs 1 et 2 devrait atteindre le total de 5,2 millions de livres vers 2010.\nPerspectives liées à la production d'uranium\nEn raison du report de nos plans visant l'expansion de la production à McArthur River/Key Lake et du délai à Cigar Lake, nous présentons une mise à jour concernant nos perspectives de production à court terme.\nPart de production de Cameco (en millions de livres d'U3O8)\nPrévision actuelle              2007       2008       2009      2010\nMcArthur River/Key Lake         13,1       13,1       13,8      14,5\nRabbit Lake                      5,2          -          -         -\nUS ISL                           2,4        2,4        3,4       4,4\nCigar Lake                         -        3,5        5,8       9,0\nInkai                            0,6        1,9        2,9       3,1\nTotal                           21,3       20,9       25,9      31,0\nBien que la production prévue ait baissé à court terme, nous prévoyons toujours atteindre notre cible de production de plus de 30 millions de livres vers 2010. En outre, nous poursuivons notre programme d'exploration autour de l'exploitation de Rabbit Lake et nous croyons que nous découvrirons des réserves additionnelles qui permettront la poursuite de la production dans ces installations à court terme. Toutefois, à ce stade-ci, aucune réserve supplémentaire n'est incluse pour Rabbit Lake.\nComme nous l'avons précisé par le passé, Cameco est un important négociant d'uranium. En conséquence, nous vendons plus d'uranium que nous n'en produisons dans nos exploitations minières. Cameco a négocié des accords d'achats portant sur plusieurs années, le plus important étant notre achat d'uranium provenant d'uranium hautement enrichi (HEU), d'origine russe, atténué par mélange, en vertu duquel nous prévoyons acheter environ 7 millions de livres d'équivalent d'uranium, par année, au cours de la période visée par le tableau ci-dessus. Nous avons également d'autres arrangements d'achat à terme fermes portant sur des quantités annuelles moindres. En outre, nous faisons des achats à court terme et dans le marché au comptant.\nLa prévision portant sur la production d'uranium actuelle et sur les achats de HEU, précisée ci-dessus, pour la Société est fondée sur les hypothèses clés suivantes :\n- la production prévue pour chaque exploitation de la Société, précisée ci-dessus, est réalisée;\n- le programme de la Société portant sur le développement de la production provenant d'Inkai et de Cigar Lake est réalisé, notamment la réussite du correctif de la venue d'eau enregistrée en avril 2006 à Cigar Lake et l'accélération progressive de la production à Cigar Lake et à Inkai;\n- la Société règle avec succès le problème de la présence de sélénium et de molybdène dans les effluents de Key Lake et obtient l'approbation des autorités de réglementation visant l'accroissement de la production de l'exploitation de McArthur River/Key Lake;\n- la Société peut obtenir ou conserver les permis et les autorisations nécessaires des autorités gouvernementales pour atteindre la production prévue;\n- l'absence de perturbation de la production en raison de phénomènes naturels, de conflits de travail ou d'autres risques liés au développement et à l'exploitation;\n- aucune réserve additionnelle n'est trouvée pour prolonger le cycle d'exploitation utile de la mine de Rabbit Lake au-delà de 2007; et\n- le fournisseur de HEU respecte ses engagements de livraison.\nRien ne peut garantir que les quantités indiquées seront produites. La production future prévue est intrinsèquement incertaine, notamment pour les dernières années de la prévision, et elle pourrait bien évoluer beaucoup avec le temps.\nMise à jour sur l'exploration d'uranium (1)\nNous avons repris les forages au diamant au projet Millennium en juin. Deux trous pilotes sont actuellement en cours de forage afin de sonder le potentiel de minéralisation le long du corridor B1 prometteur, à quelque 800 mètres et 2 800 mètres au nord du gîte. Au cours du trimestre, nous avons poursuivi les activités de préfaisabilité, qui ont compris divers aspects du plan technique superficiel et souterrain, ainsi que des activités d'ordre environnemental.\nLe forage a repris en juin pour plusieurs projets, notamment ceux de Rabbit Lake, Dawn Lake, McArthur River, Virgin River et Southwest Athabasca.\nDans le cas de la prospection de Collins Creek, située dans le projet Dawn Lake et à six kilomètres au sud des gîtes de Dawn Lake, nous avons terminé sept trous de forage, portant ainsi à dix-huit le nombre total des forages pour l'exercice. Cinq des sept trous terminés en juin ont rencontré d'importantes minéralisations d'uranium, et le meilleur trou a enregistré une teneur de 11 % d'équivalent d'U3O8 sur neuf mètres. Le programme de forage au diamant de 2006 a été conçu de manière à produire une première estimation des ressources.\nCameco a terminé l'acquisition d'une part de 19,5 % d'UNOR Inc. (auparavant, Hornby Bay Exploration Ltd.). Cameco a acheté 22,9 millions d'actions ordinaires d'UNOR, à 0,40 $ l'action, au moyen d'un placement privé de 9,2 millions $. UNOR est une société d'exploration et de développement d'uranium dont le siège social est établi à Toronto, en Ontario. Ses principales propriétés prennent la forme de 226 claims minéraux situés dans le nord-ouest du Nunavut, dans le Bassin Hornby, une formation géologique dont les caractéristiques sont semblables à celles du Bassin de l'Athabasca, riche en uranium, du nord de la Saskatchewan. On trouvera des précisions sur l'acquisition dans le communiqué de presse publié par Cameco, portant la date du 19 juin 2006.\n(1) Toutes les références aux épaisseurs des interceptions minéralisées sont exprimées sous forme de longueurs de forage et n'indiquent pas une largeur réelle. La référence à la teneur en uranium est fondée sur les données radiométriques recueillies dans les trous.\nRevenu (en millions $)               57        30       101        56\nProfit brut (en millions $)           6         9        16        18\nProfit brut %                        11        30        16        32\n(en millions $)                      6         8        14        16\n(en millions de kgU)(1)            4,4       3,0       7,8       5,4\n(en millions de kgU)               2,4       2,6       5,8       6,2\n(1) Kilogrammes d'uranium\nRésultats des Services de combustible\nAu deuxième trimestre de 2006, le revenu provenant de notre entreprise de services de combustible a augmenté de 90 % et a atteint 57 millions $, par rapport à la période correspondante de 2005, par suite de l'inclusion des revenus provenant de Zircatec Precision Industries (Zircatec) et de l'accroissement de 47 % des livraisons de produits de conversion. Comme le calendrier des livraisons de produits nucléaires au cours d'une année civile est à la discrétion des clients, nos profils de livraison trimestriels peuvent varier beaucoup. Une baisse de 4 % du prix de vente réalisé a annulé en partie l'effet de la hausse des livraisons. Le prix réalisé a subi l'effet négatif du redressement du dollar canadien. La plupart des ventes de conversion se font à prix fermes et n'ont pas encore profité pleinement de l'importante hausse récente du prix de l'UF6 dans le marché au comptant.\nAu deuxième trimestre de 2006, le coût total des produits et des services vendus, AER compris, a été de 51 millions $, contre 21 millions $ en 2005. Cette hausse est attribuable à l'augmentation du chiffre des ventes de produits de conversion, à l'inclusion des frais de vente de Zircatec et à la hausse du coût des produits de conversion achetés, qui ont enregistré une tendance à la hausse concomitamment à la hausse du prix au comptant de l'UF6.\nAu deuxième trimestre de 2006, le bénéfice avant impôts provenant de l'entreprise de services de combustible a baissé à 6 millions $, depuis 8 millions $ à la période correspondante de 2005, alors que la marge bénéficiaire brute a baissé à 11 %, depuis 30 %. La baisse de rentabilité est attribuable à la hausse du coût des produits de conversion achetés associée aux prix fermes prévus dans les contrats de vente. La révision du calendrier de la fermeture annuelle aux fins d'entretien de l'usine d'UF6 a également eu un effet sur la marge bénéficiaire brute. En 2006, la fermeture a eu lieu en avril, alors qu'elle a eu lieu en juillet, en 2005.\nAu premier semestre 2006, le revenu provenant de notre entreprise de services de combustible a augmenté de 80 % et a atteint 101 millions $, par rapport à la période correspondante de 2005, par suite de l'inclusion des revenus provenant de Zircatec et de l'accroissement de 44 % des livraisons de produits de conversion. Le moment des livraisons des produits nucléaires au cours d'une année civile demeure à la discrétion des clients. Une baisse de 2 % du prix de vente réalisé a en partie annulé l'effet de la hausse des livraisons. La plupart des ventes de conversion se font à prix fermes et n'ont pas encore profité pleinement de l'importante hausse récente du prix de l'UF6 dans le marché au comptant.\nEn 2006, le coût total des produits et des services vendus, AER compris, a été de 85 millions $, contre 38 millions $ en 2005. La hausse des coûts est attribuable à l'augmentation du chiffre des ventes de produits de conversion, à l'inclusion des frais de vente de Zircatec et à la hausse du coût des produits de conversion achetés, qui ont enregistré une tendance à la hausse concomitamment à la hausse du prix au comptant de l'UF6.\nEn 2006, le bénéfice avant impôts provenant de l'entreprise de services de combustible a baissé à 14 millions $, depuis 16 millions $ en 2005, alors que la marge bénéficiaire brute a baissé à 16 %, depuis 32 %. La baisse de rentabilité est attribuable à la hausse du coût des produits de conversion achetés associée aux prix fermes prévus dans les contrats de vente. La révision du calendrier de la fermeture annuelle aux fins d'entretien de l'usine d'UF6, en avril 2006, plutôt qu'en juillet, comme en 2005, a également influencé la marge bénéficiaire brute.\nPerspectives pour le troisième trimestre de 2006 associées aux services de combustible\nPour le troisième trimestre de 2006, le revenu provenant de nos services de combustible devrait augmenter d'environ 5 %, par rapport au deuxième trimestre en raison de l'accroissement prévu des livraisons. Nous prévoyons que le profit brut sera semblable à celui du deuxième trimestre.\nPerspectives pour l'exercice 2006 associées aux services de combustible\nCameco prévoit que le revenu provenant de l'entreprise de services de combustible sera en 2006 presque 50 % supérieur à celui de 2005, en raison de la hausse prévue de 10 % des livraisons, de l'amélioration de 5 % du prix de vente réalisé moyen et de l'inclusion des ventes de Zircatec. Nous prévoyons que la marge bénéficiaire brute sera de 15 %, en baisse depuis 18 % affiché en 2005, alors que la hausse prévue du coût unitaire fera sans doute plus qu'annuler la hausse de prix prévue.\nComme on l'a déjà précisé, nous avons négocié avec deux clients des arrangements d'emprunt de produits. Nous avons des livraisons de produits de services de conversion de 1,0 million de kgU destinées à ces clients, qui entraîneront le report par Cameco de la comptabilisation du revenu lié à ces livraisons en 2006. Le chiffre des ventes de produits de services de conversion en 2006 devrait se chiffrer au total à 19,0 millions de kgU, dont le revenu sera comptabilisé sur 18,2 millions de kgU en 2006. Ceci doit être comparé à des ventes de 16,6 millions de kgU en 2005.\nLes perspectives de résultats financiers pour le troisième trimestre et pour 2006 pour le secteur de l'entreprise des services de combustible sont fondées sur les hypothèses clés suivantes :\nAnalyse de sensibilité du prix des services de combustible\nLa plupart des ventes de services de combustible se font à prix fermes, indexés à l'inflation. A court terme, les résultats financiers de Cameco liés aux services de combustible sont relativement peu sensibles à l'évolution du prix au comptant des produits de conversion. Les nouveaux contrats à prix fermes reflètent habituellement les prix à plus long terme au moment de l'attribution du contrat. Ainsi donc, au cours des prochaines années, notre portefeuille de contrats visant des services de conversion profitera de l'incidence positive de ces contrats à prix fermes plus élevés.\nLes prix de la conversion d'UF6 dans le marché au comptant ont progressé un peu au cours du trimestre dans le cas des services de conversion nord-américains et ils n'ont pas changé dans le cas des services de conversion européens. Voici maintenant le prix moyen dans le marché au comptant de l'industrie (TradeTech et UxC) des services de conversion d'uranium en Amérique du Nord et en Europe.\n30 juin     31 mars    30 juin     31 mars\n2006        2006       2005        2005\nPrix moyen dans le marché\nau comptant ($US/kgU)\n- Amérique du Nord        11,63       11,50      11,75       12,00\n- Europe                  12,00       12,00      11,75       12,00\nVoici maintenant les prix à long terme moyens de l'industrie (TradeTech et UxC) des services de conversion d'uranium en Amérique du Nord et en Europe. Dans les deux cas, les prix ont augmenté au cours du trimestre.\n30 juin    31 mars     30 juin     31 mars\n2006       2006        2005        2005\n- Amérique du Nord        12,25       11,75      11,88       11,88\n- Europe                  13,50       13,00      12,63       12,63\nMise à jour concernant l'exploitation des services de combustible\nUsine de Blind River\nA notre usine de Blind River, nous continuons d'utiliser la capacité de production inexploitée pour produire l'UO3 additionnel nécessaire à l'alimentation de Springfields Fuels Ltd. (SFL), en plus de satisfaire les besoins de Port Hope. Au deuxième trimestre, la production a été de 5,0 millions de kgU, contre 3,7 millions de kgU au deuxième trimestre de 2005. Au premier semestre, la production a été de 10,4 millions de kgU, contre 8,2 millions de kgU pour la période correspondante de 2005. Nous prévoyons produire 18,0 millions de kgU pour l'exercice, la limite de la capacité prévue au permis pour l'usine. En 2005, la production annuelle a été de 15,1 millions de kgU.\nNous avons présenté à la CCSN une demande visant le prolongement du renouvellement du permis de Blind River d'un an, jusqu'à la fin de février 2008. Le prolongement permettra l'examen du renouvellement du permis et le relèvement de la capacité proposé à 24 millions de kgU lors d'un ensemble unique d'audiences de permis. Nous prévoyons présenter la demande de prolongement de permis lors d'une audience de la CCSN en octobre 2006.\nUsine de conversion de Port Hope\nNous avons produit 2,2 millions de kgU sous forme d'UF6 et d'UO2 au deuxième trimestre de 2006, contre 2,6 millions de kgU au deuxième trimestre de 2005, dans nos usines de conversion de Port Hope. La baisse de production reflète la période d'entretien annuel de l'usine, d'une durée d'un mois, qui a eu lieu en avril 2006. En 2005, l'entretien prévu a été fait en juillet. Nous avons modifié le programme d'entretien pour éviter le redémarrage de l'usine au cours des mois les plus chauds de l'année. La production du deuxième trimestre a également été inférieure de 0,3 million de kgU aux prévisions faites dans le rapport sur le premier trimestre, en raison d'une défaillance mécanique de matériel de production.\nCameco prévoit produire 3,5 millions de kgU au troisième trimestre, à comparer à la production de 2,4 millions de kgU du troisième trimestre de 2005.\nAu premier semestre de 2006, la production a été de 5,4 millions de kgU, en baisse de 13 %, depuis 6,2 millions de kgU à la période correspondante de 2005, baisse attribuable surtout à l'avancement de la fermeture annuelle aux fins d'entretien, au deuxième trimestre. Des restrictions de la capacité de production de fluor et des défaillances mécaniques de certaines pièces de matériel de l'usine ont également affecté la production.\nNous prévoyons produire 12,7 millions de kgU pour l'exercice, ce qui est en deçà de notre objectif annuel initial de 14,2 millions de kgU, en raison de l'effet des restrictions de la capacité de production de fluor et de défaillances de matériel de l'usine. En 2005, la production a été de 11,4 millions de kgU.\nNous avons nettement amélioré notre programme d'intervention communautaire à Port Hope, grâce à l'organisation d'une série de forums de liaison communautaire permanents, à la publication de bulletins de nouvelles communautaires et de publicité dans les journaux, à l'organisation d'événements portes-ouvertes et à la création d'un site Internet dédié à Port Hope (camecoporthope.com). La réaction de la communauté a été très positive, et tant nos forums que nos événements portes-ouvertes sont fort populaires.\nComme nous avons acquis Zircatec le 1er février 2006, le rapport sur la production de 2006 portera sur onze mois. Le total pour les onze mois en 2006 devrait être de 749 000 kgU. Au deuxième trimestre, la production de combustible fini a été de 223 000 kgU, un peu en deçà de notre objectif de 225 000 kgU.\nLes premiers huit faisceaux de combustible LVRF (Low void reactivity fuel : combustible à faible réactivité en cas de déperdition de réfrigérant, ou encore, combustible de réactivité à faible interstice) ont été fabriqués et ont été envoyés à Bruce Power. Les travaux se poursuivent pour modifier l'usine de Zircatec et l'adapter à la fabrication de faisceaux LVRF en quantités commerciales pour l'an prochain et pour satisfaire la procédure de réglementation associée au renouvellement et à la modification du permis.\nLa procédure d'intégration de Zircatec au groupe de sociétés Cameco se poursuit avec succès. Nous avons ajusté l'ensemble de rémunération de Zircatec pour les employés salariés de manière à ce qu'il corresponde à celui des autres employés de Cameco. Le changement a été communiqué aux employés salariés et il est bien accueilli.\nZircatec a organisé une journée d'information publique réussie à Port Hope. Plusieurs personnes ont participé à cette journée qui leur a permis d'obtenir des précisions sur notre procédé de fabrication, de rencontrer des employés de Zircatec et d'obtenir des réponses à leurs questions.\nRenouvellement du permis de Port Hope\nL'usine de conversion et les exploitations de fabrication de combustible de Port Hope entreprendront sous peu les procédures associées au renouvellement des permis. Nous avons présenté au deuxième trimestre des documents à l'appui du renouvellement des permis. L'audience de deux jours, de la CCSN, est prévue pour le quatrième trimestre de 2006. La demande de Zircatec comprend une modification devant permettre la fabrication commerciale des faisceaux LVRF. Les deux installations ont des permis de cinq ans, échéant au début de 2007.\nCes résultats reflètent la nouvelle structure de partenariat constituée le 31 octobre 2005, à la suite de la division de l'actif du site de Bruce Power entre les exploitations de Bruce B (Bruce Power Limited Partnership ou BPLP) et les exploitations de Bruce A (Bruce Power A Limited Partnership ou BALP). A compter du 1er novembre 2005, la participation de Cameco de 31,6 % dans BPLP comprend les quatre réacteurs de Bruce B, mais ne comprend pas les réacteurs A.\nImmédiatement à la suite de la restructuration, Cameco a entrepris de procéder à la consolidation proportionnelle de sa part des résultats financiers de BPLP. L'adoption de cette nouvelle méthode comptable a été incitée par les changements progressifs apportés à l'accord de partenariat, qui ont amené le contrôle mixte par les trois partenaires principaux. La consolidation proportionnelle est requise dans le cas des investissements dans des entités dont le contrôle est mixte. Pour le premier semestre de 2006, nos résultats reflètent une exploitation à quatre réacteurs, qui est comptabilisée sur une base proportionnelle. Pour le premier semestre de 2005, nos résultats financiers reflètent une exploitation à six réacteurs, qui a été comptabilisée selon la méthode de consolidation.\nBruce Power Limited Partnership (base de 100 %)(1)\nle 30 juin     le 30 juin\n2006   2005   2006    2005\nProduction - en térawattheures (TWh)      6,7    7,3   13,3    15,5\nFacteur de capacité (en %)(2)              94     71     95      76\nPrix réalisé ($ le MWh)                    48     53     49      51\nPrix au comptant moyen de l'électricité\nen Ontario ($ le MWh)                     45     60     48      58\nRevenu                                    318    385    652     796\nFrais d'exploitation (3)                  189    328    371     634\n- exploitation et entretien (4)          117    220    231     418\n- combustible                             17     18     31      37\n- loyer supplémentaire (5)                28     41     57      82\n(amortissement)                          27     49     52      97\nBénéfice avant intérêt\net frais financiers                     129     57    281     162\nIntérêts et frais financiers               11     17     23      34\nBénéfice avant impôts                     118     40    258     128\nprovenant de l'exploitation             159     89    239     211\nDépenses d'immobilisations                 11    100     33     153\nFrais d'exploitation ($/MWh)               29     46     29      42\nDistributions                             145     50    280      50\n(3) Déduction faite des récupérations de coûts, dont la plupart sont\nliées aux coûts ordinaires récupérés de BALP.\n(4) En raison de l'inclusion d'une récupération de 14 millions $\nprovenant de Bruce A au titre de loyer supplémentaire, la\ncomptabilisation du loyer supplémentaire au premier trimestre a été\nsurexprimée et les frais d'exploitation et d'entretien ont été\nsous-exprimés (l'effet net sur les coûts est nul). Pour le semestre\nterminé le 30 juin 2006, les résultats du premier trimestre ont été\najustés pour refléter le traitement adéquat.\n(5) Le loyer supplémentaire est d'environ 28,3 millions $ par réacteur\nen exploitation, pour 2006.\nAu deuxième trimestre de 2006, BPLP a généré des flux de trésorerie d'exploitation de 159 millions $, en regard de 89 millions $ au deuxième trimestre de 2005. La hausse reflète un facteur de capacité supérieur et des frais d'exploitation moindres. Au deuxième trimestre de 2006, les dépenses d'immobilisations se sont chiffrées au total à 11 millions $, contre 100 millions $ pour la période correspondante de 2005.\nBPLP a également distribué 145 millions $ aux associés au deuxième trimestre, la part de Cameco étant de 46 millions $. Les associés ont convenu que tous les flux de trésorerie excédentaires futurs seront distribués sur une base mensuelle et que des appels de fonds distincts seront faits pour les grands projets d'immobilisations.\n(en millions $)                        le 30 juin          le 30 juin\nBénéfice de BPLP avant impôts\n(100 %)                           118         40     258         128\navant ajustements                 37         12      82          40\nAjustements propriétaires            1          2       2           3\nprovenant de BPLP                 38         14      84          43\nLe bénéfice avant impôts de Cameco provenant de BPLP s'est chiffré à 38 millions $ au deuxième trimestre, à comparer à 14 millions $ pour la période correspondante de 2005. Cette hausse en 2006 est attribuable au facteur de capacité supérieur et aux frais d'exploitation moindres. En outre, au deuxième trimestre de 2005, une hausse des frais d'exploitation a été encourue en raison des interruptions prévues prolongées de deux réacteurs.\nBPLP a réalisé un facteur de capacité de 94 % au deuxième trimestre de 2006, en regard de 71 % à la période correspondante de 2005. Au deuxième trimestre de 2006, les réacteurs de BPLP ont produit 6,7 TWh d'électricité, contre 7,3 TWh en 2005, ce qui comprenait la production provenant des deux réacteurs en exploitation de Bruce A tout au long du trimestre.\nVoici maintenant des précisions sur les travaux d'entretien faits pour BPLP au cours du deuxième trimestre de 2006.\nRéacteurs de Bruce B      - Pas d'interruptions prévues.\nRéacteur 7 de Bruce B     - Remis en exploitation le 3 avril à la suite\nd'une interruption qui a commencé le 1er\navril, pour permettre la réparation d'une\n- Remis en exploitation le 18 mai, à la suite\nd'une interruption qui a commencé le 14 mai,\npour réparer une turbine.\n- Remis en exploitation le 16 juin après une\ninterruption qui a commencé le 9 juin, pour\nréparer la machine d'alimentation en\nAu deuxième trimestre de 2006, les réacteurs B ont été hors réseau durant douze jours. Au deuxième trimestre de 2005, les réacteurs B ont enregistré 54 jours d'entretien prévu et 47 jours d'interruptions imprévues.\nAu deuxième trimestre de 2006, le revenu de BPLP lié à l'électricité a baissé à 318 millions $, depuis 385 millions $ à la période correspondante de 2005, en raison de la baisse de la production et de la baisse des prix dans le marché au comptant.\nLe prix de vente réalisé obtenu grâce à un ensemble de ventes à contrat et de ventes au comptant a été en moyenne de 48 $ le MWh pour le trimestre, en baisse depuis 53 $ le MWh au trimestre correspondant de 2005. Au cours du trimestre, le prix de l'électricité dans le marché au comptant de l'Ontario a été en moyenne de 45 $ le MWh, à comparer à 60 $ le MWh au deuxième trimestre de 2005. La baisse du prix au comptant enregistrée pour le trimestre est attribuable à la baisse de la demande attribuable au temps doux, à la baisse du prix du gaz naturel et du charbon et à l'amélioration du rendement des centrales nucléaires et des centrales alimentées au charbon. Pour le deuxième trimestre de 2006, on estime que les centrales alimentées au charbon ont déterminé le prix 75 pour cent du temps.\nPour atténuer son exposition aux prix du marché au comptant, BPLP a un portefeuille de contrats de ventes à prix fermes. Au deuxième trimestre de 2006, environ 48 pour cent de la production de BPLP a été vendue en vertu de contrats à prix fermes, un léger fléchissement par rapport au niveau de 52 % enregistré pour la période correspondante de 2005.\nCameco fournit des garanties aux clients en vertu de ses contrats à prix ferme, jusqu'à concurrence de 154 millions $. Le 30 juin 2006, l'exposition réelle de Cameco en vertu de ces garanties était de 32 millions $. En outre, Cameco a convenu de fournir des garanties jusqu'à concurrence de 133 millions $ à la CCSN et des garanties de 58 millions $ à Ontario Power Generation Inc. (OPG) à l'appui d'autres engagements de BPLP. De ces montants, des garanties de la Société ont été émises, de 24 millions $ à la CCSN, et de 58 millions $ à OPG, au 30 juin 2006.\nLes frais d'exploitation, amortissement compris, ont été de 189 millions $ au deuxième trimestre de 2006, à comparer à 328 millions $ pour la période correspondante de 2005. Environ 95 pour cent des frais d'exploitation de BPLP sont fixes. Comme tels, la plupart des coûts sont encourus que les installations soient en exploitation ou non. En termes de MWh, les frais d'exploitation au deuxième trimestre de 2006 ont été de 29 $ le MWh, à comparer à 46 $ le MWh au deuxième trimestre de 2005.\nPour le semestre terminé le 30 juin 2006, le bénéfice avant impôts de BPLP a été de 258 millions $, en regard de 128 millions $ en 2005. L'absence d'interruptions prévues à ce jour en 2006, associée à la nette baisse des interruptions forcées, a contribué au relèvement important du facteur de capacité et à la baisse des frais d'exploitation. Pour l'exercice à ce jour, le bénéfice avant impôts de Cameco provenant de BPLP s'est chiffré à 84 millions $, à comparer à 43 millions $ pour la période correspondante de 2005.\nPour le premier semestre de l'exercice, les réacteurs de BPLP ont réalisé un facteur de capacité de 95 %, à comparer à 76 % à la période correspondante de l'exercice précédent. Ces réacteurs ont produit 13,3 TWh au premier semestre de 2006, une baisse de 2,2 TWh par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse résulte surtout de la perte de production provenant des réacteurs A, facteurs en partie compensés par l'accroissement de la production des réacteurs B.\nAu premier semestre de 2006, le revenu de l'électricité de BPLP a été au total de 652 millions $, en regard de 796 millions $ au premier semestre de 2005. Au cours de la période, le prix réalisé par BPLP a été en moyenne de 49 $ le MWh à partir d'un ensemble de ventes à contrat et de ventes au comptant, à comparer à 51 $ le MWh à la période correspondante de l'exercice précédent. Le prix au comptant de l'électricité en Ontario a été en moyenne d'environ 48 $ le MWh au premier semestre de l'exercice, en regard de 58 $ le MWh il y a un an.\nAu premier semestre de 2006, environ 48 pour cent de la production de BPLP a été vendue en vertu de contrats à prix fermes, à comparer à 49 % à la période correspondante de 2005.\nAu premier semestre de 2006, les frais d'exploitation ont été de 371 millions $, en regard de 634 millions $ à la période correspondante de 2005. Cette baisse est attribuable surtout aux coûts d'un site à quatre réacteurs en 2006, par rapport au site à six réacteurs en 2005, et à la hausse des coûts associés aux interruptions prévues et forcées en 2005.\nPerspectives associées à BPLP pour le troisième trimestre de 2006\nOn prévoit que le bénéfice provenant de BPLP au troisième trimestre sera semblable à celui du deuxième trimestre de 2006. Toutefois, les résultats demeurent sensibles au prix de l'électricité en Ontario et au rendement d'exploitation des réacteurs de BPLP.\nPerspectives pour 2006 liées à BPLP\nOn prévoit qu'en 2006, les facteurs de capacité des réacteurs B seront en moyenne d'au moins 90 %, par rapport à 79 % en 2005. Après avoir investi beaucoup de fonds pour la remise en état des réacteurs B au cours des dernières années, nous prévoyons une baisse importante du temps et des dépenses consacrés aux programmes de remise en état en 2006, et une seule interruption est prévue. Cette interruption prévue devrait durer deux mois et commencer au troisième trimestre.\nLe bénéfice provenant de BPLP en 2006 devrait être un peu inférieur à celui de 2005, en raison surtout de la baisse prévue du prix de l'électricité, qui a été très élevé en 2005.\nLes perspectives de bénéfice de BPLP pour le troisième trimestre et pour 2006 supposent que les réacteurs B atteindront leur facteur de capacité ciblé et qu'il n'y aura pas de changement important pour ce qui regarde les estimations actuelles des coûts et des prix.\nBPLP a vendu 13 TWh en vertu de contrats à prix fermes pour 2006. Ceci représenterait environ 50 % de la production de Bruce B, au facteur de capacité prévu. Pour le reste de 2006, un changement de 1,00 $ le MWh du prix au comptant de l'électricité en Ontario modifierait le bénéfice après impôts de Cameco provenant de BPLP d'environ 1 million $.\nNouveau combustible destiné à BPLP\nAu cours du trimestre, l'un des réacteurs de BPLP (B7) a été doté de quatre faisceaux de LVRF. Les nouveaux faisceaux de combustible demeureront dans le réacteur durant environ un an afin d'illustrer le nouveau concept de combustible.\nLe nouveau combustible offre de meilleures marges de sécurité puisque le faisceau utilise un mélange de dysprosium et d'oxyde d'uranium dans les pastilles de combustible. Le dysprosium améliore la sécurité du réacteur en jouant un rôle de freinage pour ralentir la réaction nucléaire en chaîne, dans l'éventualité peu probable d'une perte de réfrigérant. En cours d'exploitation régulière, l'effet de freinage est compensé par une concentration légèrement supérieure d'uranium 235, de 1 % au lieu de 0,7 %.\nEn utilisant le combustible classique, la puissance de réacteur maximale autorisée par la CCSN pour un réacteur de Bruce B est actuellement de 93 %. A ce niveau, les réacteurs de Bruce B ont une capacité de production nette d'environ 3 200 MW. Grâce au combustible LVRF et à la modification des installations, BPLP prévoit porter la production à 96 % de la pleine capacité, soit l'équivalent de quelque 3 400 MW de production nette.\nCameco détient environ 53 pour cent de Centerra, qui est inscrite à la Bourse de Toronto (TSX). Centerra possède et exploite deux mines : Kumtor, située en République Kirghize, et Boroo, située en Mongolie.\n$ CA                             le 30 juin         le 30 juin\nRevenu (en millions $)         121        118     229      230\nProfit brut (en millions $)     45         35      80       62\nProfit brut %                   37         30      35       27\nPrix réalisé (US$/once)        632        423     587      420\nChiffre des ventes (onces) 169 000    225 000 341 000  445 000\nProduction (onces) (1)     165 000    213 000 318 000  426 000\n(1) Représente 100 % de la production provenant des mines Kumtor et\nRésultats associés à l'or\nAu deuxième trimestre de 2006, le revenu provenant de notre entreprise d'or a augmenté de 3 millions $ et s'est chiffré à 121 millions $, par rapport au deuxième trimestre de 2005, alors que la marge bénéficiaire brute a progressé à 37 %, depuis 30 %. La progression du revenu est attribuable à la hausse du prix de l'or, annulée en partie par la baisse de la production à Kumtor. Le prix de l'or réalisé a progressé à 632 $ (US) l'once pour le trimestre, à comparer à 423 $ (US) l'once au deuxième trimestre de 2005, en raison des prix plus élevés dans le marché au comptant.\nL'avantage du prix plus élevé a été en partie annulé par la baisse de la production tant à Kumtor qu'à Boroo. La production de Kumtor a été de 100 000 onces, à comparer à 138 000 onces au deuxième trimestre de 2005. Cette baisse est attribuable à la teneur moindre du minerai d'alimentation de l'usine, qui a titré en moyenne 2,9 grammes par tonne (g/t) pour le trimestre, contre 3,7 g/t pour la période correspondante de 2005.\nLa production à Boroo a été de 65 000 onces pour le trimestre, à comparer à 75 000 onces au deuxième trimestre de 2005. La teneur moyenne du minerai d'alimentation de l'usine a été de 4,1 g/t, en regard de 4,2 g/t à la période correspondante de l'exercice précédent.\nAu premier semestre de 2006, le revenu provenant de notre entreprise d'or a baissé de 1 million $ et s'est chiffré à 229 millions $, par rapport aux 230 millions $ de 2005, alors que la marge bénéficiaire brute a progressé à 35 %, depuis 27 %. Le fléchissement du revenu est attribuable à la baisse de production de Kumtor, compensée en partie par la hausse du prix de l'or. Le prix de l'or réalisé a progressé à 587 $ (US) l'once au premier semestre, à comparer à 420 $ (US) l'once en 2005, en raison de la hausse des prix dans le marché au comptant.\nL'avantage du prix plus élevé a été en partie annulé par la baisse de la production tant à Kumtor qu'à Boroo. La production de Kumtor a été de 188 000 onces, à comparer à 279 000 onces en 2005. Cette baisse est attribuable à la teneur moindre du minerai d'alimentation de l'usine, qui a titré en moyenne 2,6 g/t pour le trimestre, contre 3,7 g/t pour la période correspondante de 2005.\nLa production à Boroo a été de 130 000 onces pour le trimestre, à comparer à 147 000 onces en 2005. La teneur moyenne du minerai d'alimentation de l'usine a été de 4,0 g/t, en regard de 4,5 g/t à la période correspondante de l'exercice précédent.\nLe prix moyen de l'or dans le marché au comptant au premier semestre de 2006 a été de 591 $ (US) l'once, en hausse de 38 % par rapport aux 427 $ (US) l'once en 2005.\nPerspectives relatives à l'or pour l'exercice 2006\nLa production pour l'exercice complet de 2006 sera inférieure aux prévisions, en raison du mouvement de sol lié à une défaillance de paroi de l'exploitation à ciel ouvert, déjà annoncée, survenue à la mine Kumtor en juillet 2006. Nous prévoyons maintenant que la production de Kumtor sera d'environ 300 000 onces d'or en 2006, en regard d'estimations antérieures de 410 000 à 420 000 onces.\nA Boroo, sur une base de 100 %, nous continuons de prévoir que la production pour l'exercice complet 2006 sera de 270 000 à 275 000 onces d'or en 2006.\nDans l'ensemble, nous prévoyons maintenant que la production en 2006 sera de 570 000 à 575 000 onces d'or en 2006, ce qui doit être comparé à la prévision antérieure de 680 000 à 695 000 onces.\nPour le reste de 2006, un changement de 25,00 $ (US) l'once du prix au comptant de l'or modifierait le revenu de Cameco d'environ 7 millions $ (CA), le flux de trésorerie d'environ 6 millions $ (CA) et le bénéfice net d'environ 3 millions $ (CA).\nMise à jour sur le contexte politique\nLes partis d'opposition continuent d'exiger des réformes constitutionnelles. En raison de l'importance de Kumtor pour la République Kirghize, Centerra collabore avec le gouvernement dans le but de mettre au point une perspective de trois à dix ans pour Kumtor, afin d'aider le gouvernement à planifier le développement économique futur.\nCenterra poursuit ses activités de la manière habituelle au pays. Centerra poursuit ses négociations avec divers organismes gouvernementaux en rapport avec des questions fiscales et d'autres questions, ainsi qu'avec son personnel en rapport avec le renouvellement de sa convention collective.\nEn mai 2006, le Parlement a adopté, sans préavis, une taxe sur les profits exceptionnels. La nouvelle loi impose une taxe de 68 % lorsque l'or atteint 500 $ (US). La taxe ne s'applique pas au gîte Boroo, qui est protégé par un Accord de stabilité conclu avec le gouvernement de Mongolie. En outre, le Parlement a approuvé le 8 juillet 2006 des lois révisées visant les minéraux et l'impôt. Bien que les détails des lois révisées visant les minéraux et l'impôt ne soient pas encore disponibles et doivent faire l'objet d'analyses, l'adoption de ces amendements qui ont suscité beaucoup de débats fait disparaître l'incertitude et devrait permettre à Centerra d'entreprendre des négociations avec le gouvernement de Mongolie pour en arriver à un Accord de stabilité (ou un Contrat d'investissement, selon la désignation des Lois révisées sur les minéraux) en rapport avec son gîte Gatsuurt. Le développement du projet sera vraisemblablement interrompu jusqu'à l'adoption d'un contrat d'investissement garantissant le régime légal et fiscal applicable au projet.\nMouvement de sol d'une paroi de la mine à ciel ouvert Kumtor\nUn mouvement de sol de la paroi de l'exploitation à ciel ouvert s'est produit à la mine Kumtor le 13 juillet, affectant une partie importante de la paroi nord-est. La roche tombée recouvre le plancher nord de la mine à ciel ouvert Kumtor et rend non sécuritaire, pour le moment, la poursuite de l'exploitation minière dans ce secteur. Le plan d'exploitation minière de 2006 prévoyait la production d'environ 125 000 onces d'or en provenance de ce secteur de la mine.\nLe mouvement de sol n'a pas abaissé l'importance des réserves dans la mine à ciel ouvert parce que les onces affectées demeurent circonscrites par la conception la plus récente du cycle d'exploitation utile de la mine à ciel ouvert. Centerra procède à la reformulation du calendrier d'exploitation minière du gîte minéralisé et elle poursuivra l'exploitation minière à pleine capacité. Les délais de livraison de matériel continueront de ralentir le rythme de l'exploitation minière.\nLa masse de roche déplacée par le mouvement de sol semble être nettement moins importante que celle enregistrée lors d'un événement semblable en 2002. Centerra applique les conseils d'experts géotechniques visant l'adoucissement de l'angle de la paroi de la mine à ciel ouvert. Depuis 2002, l'angle prononcé de la paroi a été adouci, depuis 42 degrés à 36 degrés, et le recul définitif pour ce secteur de la mine à ciel ouvert, qui était déjà commencé (au-dessus du mouvement de sol), est arrêté à 34 degrés.\nL'exploitation minière se poursuivra dans la partie sud de la mine à ciel ouvert. Le minerai additionnel pour l'usine proviendra des amas de minerai à plus faible teneur. Par ailleurs, Centerra étudie la possibilité de procéder plus tôt à l'exploitation minière dans l'exploitation à ciel ouvert South West et d'accélérer la conversion de Sarytor, depuis l'étape des ressources à celle des réserves, ainsi que le développement d'une exploitation à ciel ouvert. En raison du délai d'accès à la zone de travail minéralisée nord-est, Centerra étudie aussi la possibilité d'accélérer l'accès au secteur SB prometteur de la mine à ciel ouvert Kumtor.\nOn poursuit les évaluations relatives à l'effet de l'événement sur la production de 2007.\nNOUVELLES DE L'INDUSTRIE NUCLEAIRE\nLa province de l'Ontario a annoncé qu'elle entreprendra avec le concours de l'Office de l'électricité de l'Ontario le plan de décembre 2005 visant la remise en état de la capacité de production de la province, afin d'assurer la fiabilité de l'approvisionnement à des prix stables. Ceci exige le maintien de la capacité nucléaire de 14 000 MWe. OPG sera enjointe d'amorcer la procédure d'approbation visant la construction de réacteurs dans une centrale existante. En outre, une étude de faisabilité sera faite afin de préciser les réacteurs existants de la province qui peuvent être mis à niveau économiquement pour en prolonger le cycle de vie utile. Le gouvernement a déclaré qu'il préfère recourir à la technologie Candu pour la construction des nouveaux réacteurs; toutefois, sa décision sera fondée sur les entreprises pouvant offrir la meilleure technologie au prix le plus concurrentiel. Actuellement, l'Ontario obtient environ la moitié de son électricité (50 %) de source nucléaire.\nLe 30 juin, la CCSN a annoncé sa décision de renouveler le permis d'exploitation de la centrale nucléaire de Point Lepreau, à réacteur unique, de la New Brunswick Power (NB Power), jusqu'au 30 juin 2011. Une interruption est prévue pour la remise en état du réacteur et elle doit commencer en avril 2008 et durer dix-huit mois; la remise en état permettra de prolonger le cycle de vie utile de la centrale prévu par la conception d'environ trente ans, de 25 à 30 années de plus. Point Lepreau est un réacteur Candu de 635 MWe qui a été raccordé au réseau pour la première fois en 1982 et qui a été mis en exploitation commerciale en 1983. Au départ, on en prévoyait l'exploitation jusqu'en 2008.\nLe 23 juin 2006, la Nuclear Regulatory Commission (NRC) a émis un permis mixte de construction et d'exploitation (permis COL) à la Louisiana Energy Services (LES) visant la construction de l'Installation nationale d'enrichissement (NEF) dans le comté de Lea, au Nouveau-Mexique. La NEF est la première grande installation nucléaire faisant l'objet d'un permis aux Etats-Unis depuis plus de trente ans. LES a déposé sa demande de permis le 15 décembre 2003. La construction de la centrale de trois millions d'UTS, de 1,5 milliard $ (US), devrait commencer en août 2006, et la première production est prévue pour 2008. La production devrait atteindre un million d'UTS par année vers 2009, et trois millions d'UTS par année vers 2013.\nAux Etats-Unis, douze organismes (en hausse depuis les onze précisées au premier trimestre) procèdent à des demandes visant soit un permis de site précoce (permis ESP) ou un permis COL visant de nouvelles centrales nucléaires possibles. L'annonce la plus récente a été faite par NRG Energy, qui prévoit demander un permis COL à la fin de 2007 en rapport avec deux réacteurs nucléaires à la centrale nucléaire existante de South Texas Project (STP). Si la demande est approuvée, la construction pourrait commencer en 2009 et les réacteurs pourraient bien être raccordés au réseau dès 2014, ajoutant ainsi une capacité brute réunie de 2 700 MWe.\nUne nouvelle coalition en faveur de l'énergie propre et sûre, " CASEnergy ", a été lancée par le co-fondateur de Greenpeace, Patrick Moore, et par l'ancien gouverneur du New Jersey, Christine Todd Whitman. La coalition CASEnergy a l'intention de militer en faveur de l'énergie nucléaire, comme moyen sûr, fiable et économique de satisfaire la demande d'énergie des Etats-Unis et de protéger l'environnement.\nAu deuxième trimestre, NRC a renouvelé les permis d'exploitation de cinq réacteurs pour une période additionnelle de vingt ans. Le permis des trois réacteurs de la centrale nucléaire Browns Ferry, en Alabama, a été renouvelé pour une période additionnelle de vingt ans; le réacteur 1, en cours de préparation pour le redémarrage en 2007, pourra être exploité jusqu'en 2033, alors que les réacteurs 2 et 3 pourront être exploités jusqu'en 2034 et jusqu'en 2036. Les permis visant les réacteurs 1 et 2 à la centrale Brunswick, de la Caroline du Nord, ont également été renouvelés et les réacteurs pourront être exploités jusqu'en 2036 et jusqu'en 2034, respectivement. Des 103 réacteurs aux Etats-Unis, 44 ont fait l'objet de prolongement de leur cycle d'exploitation utile, alors que les exploitants de 34 réacteurs ont demandé des prolongements de cycle d'exploitation ou ont manifesté leur intention de ce faire.\nEn mai, le gouvernement des Etats-Unis a rendu public son rapport annuel intitulé " Uranium Marketing Annual Report ", pour 2005. Les points saillants comprennent les suivants :\n- les stocks des services publics des Etats-Unis ont augmenté de 12 % et ont atteint 65 millions de livres d'équivalent d'U3O8,\n- les achats de services publics des Etats-Unis ont été de quelque 2 millions de livres supérieurs à ceux de 2004, et ont atteint le total de 66 millions de livres, au prix moyen pondéré de 14,36 $ (US), une hausse de prix de 14 % par rapport à l'exercice précédent,\n- 10 % des achats ont été faits en vertu de contrats au comptant (5 % de moins de contrats au comptant qu'en 2004) et l'autre 90 % a été fait en vertu de contrats à terme, et\n- la demande non couverte pour la période de dix ans à venir a baissé de 1 % par rapport à l'année précédente, pour se chiffrer à 66 % du total des besoins.\nLe 31 mai, le Département du commerce (DOC) des Etats-Unis a statué que la révocation de l'Accord de suspension russe conduirait vraisemblablement à la poursuite ou à la reprise du dumping d'uranium. Les parties intéressées ont indiqué qu'elles en appelleraient des arrêts du DOC. Le 18 juillet, l'International Trade Commission (ITC) a conclu que la révocation de l'Accord de suspension russe entraînerait vraisemblablement le maintien ou la reprise de dommages importants pour l'industrie de l'uranium des Etats-Unis. Ces décisions signifient que l'Accord de suspension russe sera maintenu et que les ventes d'uranium russes aux Etats-Unis seront limitées aux quotas précisés dans USEC Privatization Act, soit 17 millions de livres d'équivalents d'U3O8 et 5,5 millions d'UTS (unités de travail de séparation) en 2006. La presse nucléaire rapporte que les gouvernements des Etats-Unis et de la Russie négocient une coopération nucléaire entre les deux pays, et la Russie a précisé son désir d'avoir un accès plus libre aux marchés des Etats-Unis. Il est donc possible qu'un compromis soit négocié, lequel permettra à la Russie de vendre des produits additionnels (au-delà du quota actuel) aux Etats-Unis, éventuellement.\nNouvelles sur les réacteurs du monde\nUn accord de prolongement de cycle d'exploitation utile de vingt ans pour la centrale nucléaire Borssele, des Pays-Bas, a été signé le 16 juin 2006. Le réacteur à eau sous pression de 450 MWe, à réacteur unique, sera exploité jusqu'en 2033, soit une période totale de soixante ans.\nLe 15 juin 2006, le réacteur 3 de la centrale nucléaire Tarapur, en Inde, a été raccordé au réseau national. Le réacteur à eau lourde sous pression de 540 MWe a atteint sa première étape critique le 21 mai, portant ainsi la capacité nucléaire brute totale de l'Inde, de 3 350 MWe à 3 890 MWe.\nLe premier réacteur de la centrale nucléaire Tianwan, dans la province Jiangsu, dans l'est de la Chine, a été raccordé au réseau national le 12 mai. Tianwan-1, un réacteur VVER-1000 à eau légère de conception russe, a atteint sa première étape critique en décembre 2005 et son raccordement porte à dix le nombre total de réacteurs en exploitation en Chine. La construction a commencé en octobre 1999.\nDans un examen de sa politique énergétique publié en juillet sous le titre The Energy Challenge, le gouvernement du Royaume-Uni a confirmé qu'un nouveau groupe de centrales nucléaires pourrait faire un apport important à la satisfaction des besoins énergétiques de la Grande-Bretagne, de concert avec l'exploitation de sources d'énergie renouvelable. Le gouvernement a précisé que l'énergie nucléaire constitue une source d'énergie propre économique, contribuant à la diversité de ses approvisionnements en énergie. L'examen a également précisé que le gouvernement ne subventionnerait pas les nouvelles centrales nucléaires et que l'initiative doit venir de l'entreprise privée. Toutefois, le gouvernement a déclaré qu'il s'attaquerait aux obstacles possibles aux nouveaux projets de construction en procédant au lancement d'une " évaluation de sites stratégiques " au début de 2007.\nL'édition de 2005 du Livre rouge de l'OCDE/AIEA évalue l'importance identifiée des ressources conventionnelles d'uranium pouvant faire l'objet d'une exploitation minière à moins de 50 $ (US) la livre d'U3O8, à quelque 12,3 milliards de livres d'U3O8 (en hausse depuis les 11,9 milliards de 2003). En s'appuyant sur des données géologiques et sur des connaissances concernant l'uranium dans les phosphates, le Livre Rouge estime que plus de 90 milliards de livres d'U3O8 sont disponibles à des fins d'exploitation. Le rapport prévoit que, vers 2025, la capacité mondiale d'énergie nucléaire croîtra à un niveau s'inscrivant dans la fourchette de 450 GWe à 530 gigawatts (GWe), depuis le niveau actuel de 370 GWe. Ceci accroîtra les besoins annuels en uranium à un niveau s'inscrivant entre 208 et 260 millions de livres d'U3O8, à comparer à 175 millions de livres d'U3O8 en 2005.\nEn mai, EURATOM Supply Agency (ESA) a publié son rapport annuel de 2005. En 2005, les services publics EU ont chargé 55 millions de livres d'équivalents d'U3O8 de combustible nouveau dans des réacteurs, à comparer à 50 millions de livres en 2004. Pour l'avenir, ESA précise dans son rapport que les besoins annuels en uranium diminueront d'environ 17 % au cours des dix prochaines années, vraisemblablement par suite des fermetures progressives prévues en Europe. Les prix liés aux contrats au comptant et aux contrats sur plusieurs années ont augmenté, et sont en moyenne de 16,06 $ (US) et de 21,19 $ (US) la livre d'U3O8, respectivement. Il s'agit d'une hausse par rapport aux 13,97 $ (US) et 12,51 $ (US) de 2004.\nLors de la réunion du World Nuclear Fuel Market, tenue à Seattle au début de juin, M. Vadim Mikerin, de Tenex, a déclaré que la Russie ne participerait pas à un marché HEU-II. Même si ceci suppose que des livraisons de HEU ne seraient pas faites à des sociétés occidentales après 2013, on ne sait trop si la Russie continuera d'atténuer par mélange des stocks de HEU à des fins internes.\nVoici maintenant les changements importants liés aux liquidités et aux ressources en capital survenus depuis le 31 mars 2006.\nLes engagements commerciaux au 30 juin 2006 ont baissé de 7 % et se sont chiffrés à 320 millions $, depuis 345 millions $ le 31 mars 2006. Nos obligations de fournir des garanties financières à l'appui de BPLP ont diminué de 22 millions $, alors que les lettres de crédit de réserve ont diminué de 3 millions $, à la fin du trimestre. Le 30 juin 2006, les engagements commerciaux comprenaient des garanties financières pour BPLP de 114 millions $ et des lettres de crédit de réserve de 206 millions $.\nLe tableau suivant présente les évaluations de tiers portant sur les effets de commerce, les titres de dette de premier rang et les débentures convertibles de Cameco, au 31 mars 2006 :\nTitres                             DBRS         S&P\nEffets de commerce             R-1 (low)   A-1 (low)(1)\npremier rang                   A (low)       BBB+\nDébentures convertibles       BBB (high)   Non coté\n(1) A-1 (low) est la cote de l'Échelle nationale canadienne, alors que\nla cote de l'échelle générale est A-2.\nEn plus des flux de trésorerie provenant de l'exploitation, les emprunts permettent d'obtenir des liquidités. Cameco a une capacité d'emprunt suffisante pour répondre à ses besoins actuels et a accès à des lignes de crédit non garanties de 750 millions $.\nDes prêteurs commerciaux ont fourni une facilité de crédit renouvelable non garantie sur cinq ans de 500 millions $, accessible jusqu'au 30 novembre 2010, et comportant des dispositions d'extension annuelle. En plus des emprunts directs contractés en vertu de cette facilité, jusqu'à 100 millions $ peuvent être utilisés pour l'émission de lettres de crédit et, dans la mesure où c'est nécessaire, jusqu'à 400 millions $ peuvent être affectés afin de fournir des liquidités pour le programme d'effets commerciaux de la Société. Cette facilité a un rang égal à tous les autres emprunts de premier rang de Cameco. Le 30 juin 2006, aucun montant n'était dû en vertu de cette facilité de crédit.\nDiverses institutions financières ont conclu des accords permettant de fournir à Cameco jusqu'à 250 millions $ environ sous forme d'emprunts à court terme et de lettres de crédit. Ces ententes servent surtout à satisfaire les exigences d'ordre réglementaire visant le dépôt de garanties financières en rapport avec le retrait éventuel de l'exploitation d'installations et la remise en état éventuelle de nos sites d'exploitation. Le 30 juin 2006, les lettres de crédit en circulation se chiffraient à 206 millions $.\nCameco peut faire des emprunts directement auprès d'investisseurs en émettant des effets de commerce, jusqu'à concurrence de 400 millions $. Le 30 juin 2006, aucun montant n'était dû en vertu du programme d'effets de commerce.\nCameco a négocié avec deux de ses clients des facilités d'emprunts de produits de réserve. Ces arrangements, qui ont été finalisés en juin et en juillet 2006, permettent à Cameco d'emprunter jusqu'à 5,6 millions de livres d'équivalents d'U3O8 durant la période de 2006 à 2008, avec remboursement en 2008 et en 2009. De cette matière, jusqu'à 1,4 million de kgU peut être emprunté sous forme d'UF6. Tout emprunt sera garanti par des lettres de crédit et il sera remboursable en nature. En vertu de ces facilités d'emprunt, des honoraires de réserve de 0,5 % à 2,25 %, doivent être versés selon la valeur marchande des facilités, et des intérêts doivent être versés en fonction de la valeur marchande de tout montant utilisé, à des taux variant de 4,0 % à 5,0 %.\nLe revenu provenant des livraisons futures à ces contreparties (jusqu'à la limite des facilités d'emprunt) fera l'objet d'un report jusqu'à ce que les arrangements d'emprunt soient terminés.\nLa valeur marchande des facilités est fondée sur le prix marchand coté des produits le 30 juin 2006 et elle était d'environ 270 millions $ (US). Le 30 juin 2006, la Société n'avait pas de montants d'emprunt échu dans le cadre de ces facilités.\nIl n'y a eu aucun changement important pour ce qui regarde les obligations contractuelles de Cameco depuis le 31 décembre 2005, ce qui comprend les versements exigibles pour les cinq prochaines années et par la suite. Pour obtenir des précisions sur ces obligations contractuelles, on se reportera à l'EAD, du Rapport annuel de 2005 de Cameco.\nPour obtenir des précisions sur les engagements et les réserves, se reporter à la note 12 des états financiers consolidés, portant la date du 30 juin 2006.\nLe 30 juin 2006, il y avait 351,3 millions d'actions ordinaires et une action de classe B en circulation. En outre, il y avait 8,4 millions d'options d'achat d'actions en circulation, à des prix d'exercice variant entre 3,13 $ et 41,00 $ l'action. Cameco avait également des débentures convertibles d'un montant de 230 millions $ en circulation. Cette émission pourrait être convertie en un total de 21,2 millions d'actions ordinaires, au prix de conversion de 10,83 $ par action. Les débentures peuvent être rachetées par Cameco à compter du 1er octobre 2008 au prix de rachat au pair, auquel il faudra ajouter les intérêts courus et impayés. Au cours actuel de l'action, nous prévoyons que les porteurs actuels procéderont à la conversion en capitaux propres.\nLes énoncés contenus dans le présent EAD, qui ne sont pas des faits ou des données rétrospectives, sont des énoncés prospectifs; ils comportent des risques, des incertitudes et d'autres facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent sensiblement de ceux exprimés ou implicites dans ces énoncés prospectifs. Les facteurs susceptibles de causer de telles différences, sans toutefois se limiter au caractère général des éléments cités ci-dessous, comprennent les facteurs suivants : l'impact du chiffre des ventes de services de fabrication de combustible, d'uranium, de services de conversion d'électricité générée et d'or; la volatilité et la sensibilité aux prix marchands de l'uranium, des services de conversion, de l'électricité en Ontario et de l'or; la concurrence; l'impact de l'évolution des taux de change et les taux d'intérêt; l'imprécision des estimations liées au retrait de l'exploitation des installations, à la remise en état des terres, aux réserves et à la fiscalité; les risques associés à l'environnement et à la sécurité, notamment les charges réglementaires accrues et l'évacuation à long terme des résidus; les conditions géologiques ou hydrologiques imprévues; les conditions d'exploitation minière adverses; les risques politiques découlant de l'exploitation d'installations dans certains pays en développement; le terrorisme; le sabotage; la détérioration possible de l'appui politique à l'énergie nucléaire; les changements apportés aux politiques et aux règlements gouvernementaux, y compris les politiques et les lois régissant la fiscalité et le commerce; la demande d'énergie nucléaire; le remplacement de la production; l'échec à obtenir et à conserver les permis et les approbations nécessaires des autorités gouvernementales; les initiatives d'ordre législatif et réglementaire visant la déréglementation, la réglementation ou la restructuration de l'industrie des services d'électricité en Ontario; la réglementation des taux de l'électricité en Ontario; les phénomènes naturels, comprenant le mauvais temps, les incendies, les inondations, les envahissements souterrains, les tremblements de terre, les défaillances de parois d'exploitation et les effondrements de terrain; la capacité de maintenir et d'améliorer les relations de travail positives; les grèves ou les fermetures ("lock-out"); le rendement d'exploitation, la perturbation de l'exploitation et le cycle d'exploitation utile des installations de la Société et des clients; la baisse de la production d'électricité causée par le prolongement des interruptions prévues au-delà des périodes prévues ou encore par les interruptions imprévues; la réussite des projets de mise en valeur prévus; et les autres risques associés au développement et à l'exploitation.\nActions ordinaires Demandes de renseignements  Agent de transfert\nBourse de Toronto  Cameco Corporation          CIBC Mellon Trust Company\nCCJ                2121, 11e Rue Ouest         320, rue Bay, C.P. 1\nSaskatoon (Saskatchewan)    Toronto (Ontario)\nS7M 1J3                     M5H 4A6\nBourse de New York Téléphone : 306-956-6200    Téléphone : 800-387-0825\nDébentures         Télécopieur : 306-956-6318  (Amérique du Nord)\nconvertibles      Site Internet : cameco.com  Téléphone : 416-643-5500\nCCO.DB                                         (Hors de l'Amérique du\nTrimestres terminés le  Semestres terminés le\n30 juin  30 juin    30 juin   30 juin\nRevenu                              417 $    287 $      959 $     503 $\nBénéfice d'exploitation              89       37        233        52\nBénéfice net                        149       32        266        59\nBénéfice net ajusté (i)              76       32        193        59\n(utilisé dans) l'exploitation        40      (45)       326        38\n(fin de la période)                                    878       750\nà la capitalisation                                      8 %      16 %\nBénéfice net - avant dilution      0,42 $   0,09 $     0,76 $    0,17 $\n- après dilution      0,40     0,09       0,72      0,17\n- après dilution,\najusté (i)          0,21     0,09       0,52      0,17\nDividende                          0,04     0,03       0,08      0,06\nordinaires payées en\ncirculation (en milliers)      351 132  347 526    350 536   346 982\nl'uranium pour la période\n(US$/lb)                         43,42 $  27,67 $    41,19 $   24,73 $\nUranium (en milliers de lbs\nd'U3O8)                          5 563    6 803     17 554    11 068\nConversion d'uranium (tU)         4 294    2 980      7 626     5 425\nOr (onces troy)                 169 000  225 000    341 000   445 000\nÉlectricité (TWh)                   2,1      2,3        4,2       4,9\nNota : Les montants sont exprimés en dollars canadiens, sauf avis\nProduction de         Part de    30 juin  30 juin    30 juin   30 juin\nCameco                Cameco       2006     2005       2006      2005\n(en milliers de lbs\nMcArthur River          69,8%     3 250    3 714      5 945     6 489\nRabbit Lake            100,0%     1 615    1 581      2 596     3 056\nCrow Butte             100,0%       179      213        366       433\nSmith Ranch Highland   100,0%       404      338        767       621\nTotal                             5 448    5 846      9 674    10 599\n(tU)                  100,0%     2 431    2 583      5 780     6 193\nKumtor                 100,0%   100 000  138 000    189 000   279 000\nBoroo                  100,0%    65 000   75 000    130 000   147 000\nTotal                           165 000  213 000    319 000   426 000\n(i) Le bénéfice net pour le trimestre et pour le semestre terminés le 30\njuin 2006 a été ajusté de manière à exclure 73 millions $ (0,19 $\npar action) de bénéfice net associé à la récupération d'impôts\nattribuable aux modifications apportées à la législation fiscale\nadoptées par les gouvernements fédéral et provincial. Le bénéfice\nnet ajusté est une mesure non PCGR. Cameco est d'avis que\nl'exclusion de ces postes permet une meilleure comparaison des\n30 juin 2006  31 déc. 2005\nEspèces et quasi-espèces                          480 697 $   623 193 $\nComptes-clients                                   255 706     340 498\nStocks                                            425 337     399 675\nApprovisionnements et frais payés d'avance        184 649     152 790\nPartie à court terme de créances à long terme,\ninvestissements et autres                          8 509       8 303\n1 354 898   1 524 459\nBiens, usines et équipement                      3 102 715   2 871 337\nCréances à long terme, investissements et autres   205 866     196 747\nFonds commercial                                   172 364     180 232\n3 480 945   3 248 316\nTotal de l'actif                                 4 835 843 $ 4 772 775 $\nÉléments de passif à court terme\nComptes-fournisseurs et charges à payer           342 413 $   350 399 $\nDividendes à verser                                14 052      10 487\nPartie à court terme de la dette à long terme       7 300     156 699\nPartie à court terme d'autres passifs              48 635      43 724\nImpôts futurs                                      64 722      73 910\n477 122     635 219\nDette à long terme                                 699 436     702 109\nProvision pour remise en état                      170 565     167 568\nAutres éléments de passif                          118 886      98 609\nImpôts futurs                                      395 006     444 942\n1 861 015   2 048 447\nParticipation minoritaire                          372 535     360 697\nCapital-actions                                   801 628     779 035\nSurplus d'apport                                  527 290     523 300\nBénéfices non répartis                          1 352 729   1 114 693\nConversion cumulative de devises étrangères       (79 354)    (53 397)\n2 602 293   2 363 631\nTotal du passif et des capitaux propres          4 835 843 $ 4 772 775 $\nÉtats consolidés des résultats financiers\n30 juin   30 juin    30 juin   30 juin\nProduits et services           417 397 $ 287 120 $  959 337 $ 503 353 $\nProduits et services vendus    245 860   163 570    547 777   294 455\nremise en état                 44 005    45 291     94 573    82 361\nAdministration                  34 969    27 311     68 308    50 613\nExploration                     12 007    12 491     24 792    23 662\nRecherche et développement         585       729      1 326     1 370\nIntérêts et autres (note 5)     (7 675)    1 210     (8 074)      623\nGain sur la vente d'actifs      (1 727)     (114)    (1 961)   (1 315)\n328 024   250 488    726 741   451 769\nde l'exploitation              89 373    36 632    232 596    51 584\nBénéfice provenant de Bruce\nPower (note 2)                      -    14 022          -    43 458\n(note 6)                       (1 513)      739     (3 912)      316\nparticipation minoritaire       87 860    51 393    228 684    95 358\nFrais d'impôts (récupération)\n(note 7)                      (77 405)    8 838    (64 802)   18 299\nParticipation minoritaire       16 595    10 121     27 367    18 335\nBénéfice net                    148 670 $  32 434 $  266 119 $  58 724 $\navant dilution (note 8)           0,42 $    0,09 $     0,76 $    0,17 $\naprès dilution (note 8)          0,40 $    0,09 $     0,72 $    0,17 $\nSemestres terminés le\n30 juin 2006   30 juin 2005\nBénéfices non répartis, en début de période   1 114 693 $      938 809 $\nBénéfice net                                    266 119         58 724\nDividendes sur actions ordinaires               (28 083)       (20 820)\nBénéfices non répartis, en fin de période     1 352 729 $      976 713 $\n30 juin   30 juin   30 juin   30 juin\nBénéfice net                    148 670 $  32 434 $ 266 119 $  58 724 $\n(fournissant) un flux\nremise en état                 44 005    45 291    94 573    82 361\nProvision pour impôts futurs\n(note 7)                      (97 283)     (365) (115 380)    2 970\nRevenu reporté reconnu         (20 034)  (11 386)  (25 802)  (18 748)\nsur instruments dérivés        (2 547)    2 961    (2 715)    2 602\nsur des actions (note 9)        4 303     4 043     8 421     6 834\nGain sur la vente d'actifs      (1 727)     (114)   (1 961)   (1 315)\nPower (note 2)                      -   (14 022)        -   (43 458)\nParticipation à la perte\n(bénéfice) de sociétés\nassociées                       1 513      (739)    3 912     1 001\nParticipation minoritaire       16 595    10 121    27 367    18 335\nAutres postes liés à\nl'exploitation (note 11)       (53 562) (113 691)   71 013   (70 953)\n(utilisé dans) l'exploitation   39 933   (45 467)  325 547    38 353\nActivités liées aux\nl'encaisse acquise                 (39)        -   (83 856)        -\nAjouts aux biens, aux\nusines et à l'équipement      (103 898)  (54 676) (199 331) (101 164)\ninvestissements et autres      (11 168)   (1 802)  (25 450)   (4 426)\nProduits de la vente de biens,\nd'usines et d'équipement         1 384        66     1 575     1 183\npour les investissements      (113 721)  (56 412) (307 062) (104 407)\nRemboursement de la dette        (1 700)        -  (153 300)        -\nAccroissement de la dette             -   128 532     9 500   154 364\nFinancement à court terme             -         -         -   (14 544)\nÉmission d'actions                3 949     8 182    17 904    14 879\nDividendes                      (14 037)  (10 410)  (24 524)  (19 056)\n(utilisé pour) le financement   (11 788)  126 304  (150 420)  135 643\nHausse (baisse) de l'encaisse\ndurant la période              (85 576)   24 425  (131 935)   69 589\nde devises étrangères          (10 930)    1 705   (10 561)    1 525\nEncaisse, en début de période   577 203   234 516   623 193   189 532\nEncaisse, en fin de période      480 697 $ 260 646 $ 480 697 $ 260 646 $\nIntérêts versés                   9 695 $   7 441 $  22 147 $  13 562 $\nImpôts payés                     14 512 $   9 019 $  54 993 $  34 399 $\nLes présents états financiers consolidés ont été préparés selon les principes comptables généralement reconnus (PCGR) au Canada et selon les mêmes principes comptables et méthodes d'application que pour les états financiers consolidés annuels les plus récents. Comme les états financiers intermédiaires n'incluent pas toutes les informations à fournir exigées par les PCGR, ils devraient être lus de concert avec les états financiers consolidés annuels de Cameco intégrés au rapport annuel de 2005. Certaines données correspondantes pour la période antérieure ont été regroupées de manière à correspondre à la présentation adoptée pour la période courante.\n2. Bruce Power L.P. ("BPLP")\nCameco détient une participation de 31,6 % dans la société en commandite BPLP. Avant le 1er novembre 2005, Cameco comptabilisait sa participation dans BPLP à la valeur de consolidation. Depuis le 1er novembre 2005, Cameco procède à la consolidation proportionnelle de sa participation dans BPLP.\nA titre d'associé dans BPLP, Cameco a fourni les garanties financières suivantes, pour des périodes variées, qui vont jusqu'en 2018 :\ni) Garanties de permis à la Commission canadienne de sûreté nucléaire jusqu'à concurrence de 133 300 000 $. Le 30 juin 2006, l'exposition réelle de Cameco en vertu de ces garanties était de 23 700 000 $.\nii) Garanties à des clients dans le cadre de contrats de vente d'énergie, pouvant atteindre 153 700 000 $. Le 30 juin 2006, l'exposition réelle de Cameco dans le cadre de ces garanties était de 31 500 000 $.\niii) Versements de résiliation à Ontario Power Generation Inc., conformément au bail, de 58 300 000 $.\nLa juste valeur des débentures convertibles en circulation, fondée sur le cours des débentures le 30 juin 2006, était d'environ 921 000 000 $.\nCameco a négocié avec deux de ses clients des facilités d'emprunts de produits de réserve. Les arrangements, finalisés en juin et en juillet de 2006, permettent à Cameco d'emprunter jusqu'à 5 560 000 livres d'équivalent d'U3O8 au cours de la période de 2006 à 2008, avec remboursement en 2008 et en 2009. De cette matière, jusqu'à 1 400 000 kilogrammes d'uranium peuvent être empruntés sous la forme d'UF6. Tout emprunt sera garanti par des lettres de crédit et doit être versé en nature. En vertu des facilités d'emprunt, des honoraires de réserve variant de 0,5 % à 2,25 % doivent être versés en fonction de la valeur marchande des facilités, et l'intérêt doit être versé en fonction de la valeur marchande de tout montant utilisé, à des taux variant de 4,0 % à 5,0 %.\nLa valeur marchande de ces facilités est fondée sur le prix marchand coté des produits le 30 juin 2006, et elle était d'environ 271 000 000 $ (US). Le 30 juin 2006, la Société n'avait aucun emprunt échu en vertu de ces facilités.\na) Le 30 juin 2006, il y avait 351 307 030 actions ordinaires en circulation.\nb) Des options associées à 8 393 242 actions sont en circulation en vertu du régime d'options d'achat d'actions et celles-ci peuvent être exercées jusqu'en 2015. Au moment de l'exercice de certaines options existantes, des options additionnelles à hauteur de 72 500 actions seraient attribuées. Pour le trimestre terminé le 30 juin 2006, 387 570 options ont été exercées (le 30 juin 2005 : 1 368 960). Pour le semestre terminé le 30 juin 2006, 1 731 814 options ont été exercées (le 30 juin 2005 : 2 283 220).\n(en milliers)                 30 juin    30 juin    30 juin    30 juin\nà long terme                 10 741 $    7 563 $   23 176 $   14 717 $\net charges de financement       379        393        835        848\nRevenu d'intérêt               (7 527)    (1 325)   (13 509)    (2 638)\nGains sur change                 (353)      (291)      (170)      (903)\ninstruments dérivés          (3 108)       584     (2 715)      (167)\nIntérêts capitalisés           (7 807)    (5 714)   (15 691)   (11 234)\nNet                            (7 675) $   1 210 $   (8 074) $     623 $\n(perte) de sociétés associées (1 513) $     739 $   (3 912)$   (1 001)$\nDividendes sur portefeuille\nd'investissements                  -          -          -      1 317\nNet                            (1 513) $     739 $   (3 912)$      316 $\n7. Frais d'impôts sur le bénéfice (Récupération)\nImpôts courants                19 878 $    9 203 $   50 578 $   15 329 $\nImpôts futurs                 (97 283)      (365)  (115 380)     2 970\n(récupération)               (77 405)$    8 838 $  (64 802)$   18 299 $\nAu cours du trimestre, les gouvernements fédéral et provincial ont adopté des modifications à la législation fiscale courante, prévoyant la diminution des taux d'imposition des sociétés. L'effet réuni des modifications à la législation fiscale sur la charge d'impôt futur de Cameco a pris la forme d'une baisse de 73 000 000 $.\nEn outre, on a reçu confirmation de l'admissibilité aux fins de l'impôt de la surcharge provinciale sur les ressources de la Saskatchewan pour les années antérieures à 1999. On a donc comptabilisé une diminution de 12 000 000 $ au poste des impôts futurs.\nBénéfice net                  148 670 $   32 434 $  266 119 $   58 724 $\nen circulation              351 132    347 526    350 536    346 982\nordinaire avant dilution       0,42 $     0,09 $     0,76 $     0,17 $\nDébentures convertibles        2 241         (a)     4 483         (a)\nBénéfice net, en supposant une\ndilution                     150 911 $   32 434 $  270 602 $   58 724 $\nordinaires en circulation   351 132    347 526    350 536    346 982\nDébentures convertibles       21 209         (a)    21 209         (a)\nOptions d'achat d'actions      4 642      5 162      4 769      5 364\nordinaires en circulation,\nen supposant une dilution   376 983    352 688    376 514    352 346\nBénéfice par action ordinaire,\naprès dilution                 0,40 $     0,09 $     0,72 $     0,17 $\na) Exclu du calcul, l'instrument n'étant pas potentiellement dilutif\npour le bénéfice durant la période.\nCameco a établi un régime d'options d'achat d'actions permettant l'attribution d'options d'achat d'actions ordinaires aux administrateurs et à d'autres employés de Cameco. Les options sont acquises sur trois ans et échoient huit ans après la date d'attribution. Les options attribuées avant 1999 échoient dix ans après la date d'attribution de l'option.\nLe nombre total d'actions ordinaires qui peuvent être émises conformément au régime d'options d'achat d'actions de Cameco, ne doit pas dépasser 43 017 198, dont 21 344 848 actions ont été émises.\nCameco comptabilise la dépense de rémunération avec crédit compensatoire au surplus d'apport pour refléter la juste valeur estimative des options d'achat d'actions attribuées aux employés en 2006. Pour le trimestre terminé le 30 juin 2006, le montant comptabilisé a été de 4 303 000 $ (en 2005 : 4 043 000 $). Pour le semestre terminé le 30 juin 2006, le montant comptabilisé a été de 8 421 000 $ (en 2005 : 6 834 000 $).\nLa juste valeur des options émises a été calculée en utilisant le modèle de calcul du prix des options Black-Scholes et en retenant les hypothèses suivantes :\n(en milliers)                                     30 juin      30 juin\nNombre d'options attribuées                     1 519 830    2 558 880\nPrix d'exercice moyen                               41,03 $      26,97 $\nDividende prévu                                      0,16 $       0,12 $\nVolatilité prévue                                      35 %         34 %\nTaux d'intérêt sans risque                            4,0 %        3,5 %\nDurée d'options prévue                              4 ans        4 ans\nTaux de déchéance prévu                                15 %         15 %\nJustes valeurs à la date d'attribution,\nmoyenne pondérée                                  13,19 $       8,32 $\n10. Acquisition d'entreprise\nA compter du 1er février 2006, Cameco a acquis une participation de 100 % dans Zircatec Precision Industries, Inc., au prix de 108 884 000 $. Zircatec a pour entreprise principale la fabrication de faisceaux de combustible nucléaire destinés à la vente aux sociétés qui produisent de l'électricité au moyen de réacteurs Candu. L'acquisition a été comptabilisée selon la méthode de l'achat pur et simple et les résultats d'exploitation sont inclus intégralement (à 100 %) dans les états financiers consolidés, à compter du 1er février 2006.\nLa ventilation du prix d'achat lié à cette acquisition n'est pas encore terminée. La ventilation préliminaire du prix d'achat, fondée sur les estimations de la direction, prend la forme suivante :\nEspèces et autres fonds de roulement                            22 789 $\nBiens, usine et équipement                                     106 860\nPassif net                                                     (20 765)\nActif net acquis                                               108 884 $\nEspèces                                                       108 884 $\nTrimestres terminés le   Semestres terminés le\nStocks                        (46 858)$  (52 237)$  (20 318)$  (90 202)$\nComptes-clients                 4 512    (62 791)    98 563     57 877\net charges courues             5 340      7 709     (9 515)   (63 342)\nDistributions de Bruce Power        -     15 800          -     15 800\nAutres                        (16 556)   (22 172)     2 283      8 914\nTotal                         (53 562)$ (113 691)$   71 013 $  (70 953)$\nVoici maintenant les réclamations judiciaires importantes visant la Société et ses filiales.\na) La filiale en propriété exclusive de Cameco, Power Resources Inc. ("PRI") et deux tierces parties non apparentées ont fait l'objet d'une poursuite aux Etats-Unis, dans la Cour de district, du District de Wyoming, par la Mountain West Mines Inc. ("MWM"). MWM allègue que PRI et les autres défendeurs lui doivent des redevances sur l'uranium extrait du bassin hydrographique Powder, au Wyoming (lequel comprend les exploitations Highland et Smith Ranch). On réclame de PRI des redevances impayées auxquelles s'ajoutent des intérêts, ainsi qu'une redevance continue sur l'uranium provenant de ses exploitations dans le bassin hydrographique Powder, d'environ quatre pour cent du prix de vente. MWM a présenté un rapport d'expert soutenant que le montant des redevances impayées se chiffre à 6 690 755 $ (US) pour la période de 1993 à 2003 et que le montant des intérêts afférents est de 4 153 607 $ (US), le 7 janvier 2005. Le 29 avril 2005, une audience a été tenue en rapport avec la requête de MWM demandant le rejet de la Déclaration de la défense déposée par PRI et par d'autres défendeurs, et avec la requête concurrentielle présentée par PRI et par deux autres défendeurs visant le rejet de la plainte de MWM. Le Juge magistrat a remis un rapport au Juge président le 27 mai 2005 recommandant l'acceptation de la requête du défendeur visant le rejet de la plainte de MWM. Le Juge président a entériné le rapport du Juge magistrat et émis un jugement le 15 septembre 2005 rejetant la réclamation de MWM et attribuant les frais judiciaires au défendeur. Le jugement fait l'objet d'un appel et l'exposé oral relatif à l'appel devrait avoir lieu en septembre 2006.\nAprès avoir étudié les faits avec ses avocats, la direction est d'avis que PRI l'emportera et que cette poursuite n'aura pas d'effet financier important sur la situation financière, les résultats d'exploitation ou les liquidités de Cameco.\nb) Le 9 février 2006, Cameco s'est vu signifier une Déclaration de réclamation en provenance de la Cour supérieure de justice de l'Ontario, par la Rio Algom Limited ("Rio Algom"). Cameco est citée dans la Déclaration de réclamation à titre de co-défendeur, tout comme le Procureur général du Canada. Dans la Déclaration de réclamation, Rio Algom réclame de Cameco et du Procureur général du Canada 75 000 000 $ au titre des dommages, auxquels s'ajoutent les frais et les intérêts avant jugement. La réclamation a trait à des frais de gestion de résidus encourus par Rio Algom en rapport avec les mines d'uranium maintenant abandonnées de la région d'Elliott Lake, du nord de l'Ontario. Rio Algom allègue qu'elle a le droit de récupérer ces frais en vertu de contrats de vente d'uranium négociés au cours des années 1950 par les prédécesseurs de Rio Algom et par Eldorado Nuclear Mining and Refining Ltd., une société de la couronne fédérale. Rio Algom allègue que Cameco est maintenant responsable des responsabilités passées d'Eldorado Nuclear Mining and Refining Ltd.. Cameco a retenu les services d'avocats de l'Ontario pour sa défense, qui est fondée sur le fait qu'elle n'est pas le successeur d'Eldorado Nuclear Mining and Refining Ltd.. Les efforts des avocats ont porté fruit et une Ordonnance a été déposée, laquelle rejette la poursuite contre Cameco, sans dépens.\n13. Evénement ultérieur\nLe 13 juillet 2006, il y a eu une défaillance de paroi de l'exploitation à ciel ouvert, à la mine Kumtor, au Kirghizstan. Il n'y a pas eu perte de réserve d'or ou d'actif important mais le calendrier d'accès à certains minerais à haute teneur a été modifié.\nPour le trimestre terminé le                 Services de\n30 juin 2006                     Uranium    combustible   Électricité\nRevenu                            140 988 $       57 393 $     104 254 $\nProduits et services vendus       87 721         46 320        51 053\nremise en état                   17 622          4 702        11 084\nExploration                        6 393              -             -\nRecherche et développement             -            585             -\nAutres dépenses                    1 499              -             -\nGain sur la vente d'actifs          (627)             -             -\net participation minoritaire      28 380          5 786        42 117\nPour le trimestre terminé le                      Inter-\n30 juin 2006                          Or      sectoriel         Total\nRevenu                            121 450 $       (6 688) $    417 397 $\nProduits et services vendus       65 263         (4 497)      245 860\nremise en état                   11 472           (875)       44 005\nExploration                        5 614              -        12 007\nRecherche et développement             -              -           585\nAutres dépenses                        -              -         1 499\nGain sur la vente d'actifs        (1 342)             -        (1 969)\nDépenses non sectorielles                                      27 550\net participation minoritaire      40 443         (1 316)       87 860\nRécupération d'impôts                                         (77 405)\nParticipation minoritaire                                      16 595\nBénéfice net                                                   148 670 $\nPour le trimestre terminé le                 Services de            (a)\n30 juin 2005                     Uranium    combustible   Électricité\nRevenu                            139 271 $       30 311 $     127 250 $\nProduits et services vendus       82 571         19 797        90 258\nremise en état                   21 985          1 901        19 025\nExploration                        4 531              -             -\nRecherche et développement             -            729             -\nAutres dépenses (revenus)         (1 063)             -         3 945\nGain sur la vente d'actifs           (87)            (2)            -\net participation minoritaire      31 334          7 886        14 022\nPour le trimestre terminé le                          (a)\n30 juin 2005                          Or    Ajustements         Total\nRevenu                            117 538 $     (127 250) $    287 120 $\nProduits et services vendus       61 202        (90 258)      163 570\nremise en état                   21 405        (19 025)       45 291\nExploration                        7 960              -        12 491\nRecherche et développement             -              -           729\nAutres dépenses (revenus)              -         (3 945)       (1 063)\nGain sur la vente d'actifs           (25)             -          (114)\nBénéfice provenant de Bruce Power               (14 022)      (14 022)\nDépenses non sectorielles                                      28 845\nparticipation minoritaire         26 996              -        51 393\nFrais d'impôts sur le bénéfice                                  8 838\nParticipation minoritaire                                      10 121\nBénéfice net                                                    32 434 $\na) Conformément à la présentation des données financières à des fins\nadministratives internes, la part relative (au pro rata) de Cameco\ndes résultats financiers de Bruce Power a été présentée comme élément\ndistinct. Conformément aux PCGR, cet investissement a été\ncomptabilisé à la valeur de consolidation dans ces états financiers\nconsolidés au 31 octobre 2005 et les revenus et les dépenses associés\nprécédant la restructuration sont supprimés dans la colonne des\nPour le semestre terminé le                  Services de\nRevenu                            425 498 $      101 395 $     213 722 $\nProduits et services vendus      247 302         78 587       101 074\nremise en état                   45 649          7 308        21 919\nExploration                       12 275              -             -\nRecherche et développement             -          1 326             -\nAutres dépenses                    3 894              -             -\nGain sur la vente d'actifs          (645)             -             -\net participation minoritaire      17 023         14 174        90 729\nPour le semestre terminé le                       Inter-\nRevenu                            228 811 $      (10 089) $    959 337 $\nProduits et services vendus      127 613         (6 799)      547 777\nremise en état                   20 894         (1 197)       94 573\nExploration                       12 517              -        24 792\nRecherche et développement             -              -         1 326\nAutres dépenses                        -              -         3 894\nGain sur la vente d'actifs        (1 316)             -        (1 961)\nDépenses non sectorielles                                      60 252\net participation minoritaire      69 103         (2 093)      228 684\nRécupération d'impôts                                         (64 802)\nParticipation minoritaire                                      27 367\nBénéfice net                                                   266 119 $\nPour le semestre terminé le                  Services de            (a)\nRevenu                            217 093 $       56 104 $     262 779 $\nProduits et services vendus      133 612         34 949       173 532\nremise en état                   36 915          3 369        37 670\nExploration                        9 006              -             -\nRecherche et développement             -          1 370             -\nAutres dépenses (revenus)           (975)             -         8 119\nGain sur la vente d'actifs          (129)            (2)            -\net participation minoritaire      38 664         16 418        43 458\nPour le semestre terminé le                           (a)\nRevenu                            230 156 $     (262 779) $    503 353 $\nProduits et services vendus      125 894       (173 532)      294 455\nremise en état                   42 077        (37 670)       82 361\nExploration                       14 656              -        23 662\nRecherche et développement             -              -         1 370\nAutres dépenses (revenus)                        (8 119)         (975)\nGain sur la vente d'actifs        (1 184)             -        (1 315)\nBénéfice provenant de Bruce Power               (43 458)      (43 458)\nDépenses non sectorielles                             -        51 895\net participation minoritaire      48 713              -        95 358\nFrais d'impôt sur le bénéfice                                  18 299\nParticipation minoritaire                                      18 335\nBénéfice net                                                    58 724 $