Cameco
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NYSE : CCJ

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13 févr. 2015 15h56 HE

Cameco présente ses résultats financiers pour le quatrième trimestre et l'exercice 2014

SASKATOON, SASKATCHEWAN--(Marketwired - 13 fév. 2015) -

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

  • excellente performance sous notre conduite au sein d'un contexte de marché faible
  • une autre année de résultats solides dans le segment de l'uranium - record de revenu annuel, record de prix de vente réalisé moyen, et forte production
  • production du premier concentré d'uranium conditionné à Cigar Lake
  • dépréciation de 126 millions $ au quatrième trimestre liée à nos activités à Rabbit Lake, en raison du report de divers projets liés aux prévisions de production future
  • réception d'un avis de proposition d'ajustement (NOPA) de l'Agence américaine du revenu interne pour notre année d'imposition 2009

Cameco (TSX:CCO) (NYSE:CCJ) a communiqué aujourd'hui ses résultats financiers et opérationnels consolidés pour le quatrième trimestre terminé le 31 décembre 2014, conformément aux Normes internationales d'information financière (IFRS).

« L'incertitude associée au marché de l'uranium a persisté plus longtemps que prévu, mais 2014 a été une autre année de forte performance financière et opérationnelle », a déclaré Tim Gitzel, président et chef de la direction de Cameco. « Nous avons continué à atteindre et, dans plusieurs domaines, à dépasser nos objectifs annuels.

« Si l'on regarde à plus long terme, nous continuons à distinguer les signes d'une prochaine croissance exceptionnelle, car des milliards de dollars sont investis dans la construction de réacteurs dans le monde entier : des réacteurs qui nécessiteront de l'uranium. Forts de nos actifs peu coûteux et de niveau mondial, nous sommes convaincus que nous serons avantageusement positionnés pour bénéficier de cette demande croissante, lorsque le marché signalera un besoin accru en uranium. »

FAITS SAILLANTS (EN MILLIONS $, HORS MONTANTS PAR ACTION) TRIMESTRE CLOS
LE 31 DÉCEMBRE
VARIATION EXERCICE CLOS
LE 31 DÉCEMBRE
VARIATION
2014 2013 2014 2013
Revenu 889 977 (9) % 2 398 2 439 (2) %
Bénéfice brut 251 185 36 % 638 607 5 %
Bénéfice net attribuable aux actionnaires 73 64 14 % 185 318 (42) %
$ par action ordinaire (avant et après dilution) 0,18 0,16 13 % 0,47 0,81 (42) %
Bénéfice net ajusté (voir mesures non-IFRS) 205 150 37 % 412 445 (7) %
$ par action ordinaire (résultat ajusté et après dilution) 0,52 0,38 37 % 1,04 1,12 (7) %
Flux de trésorerie provenant de la poursuite des activités (après variation du fonds de roulement)1 236 163 45 % 480 524 (8) %
Prix de vente réalisé moyen Uranium USD/lb 50,57 47,76 6 % 47,53 48,35 (2) %
CDN/lb 56,78 49,80 14 % 52,37 49,81 5 %
Services du cycle de combustible CDN/kgU 16,92 17,24 (2) % 19,70 18,12 9 %
NUKEM CDN/lb 52,12 41,84 25 % 44,90 42,26 6 %

1 Aux fins de comparaison, nos résultats ont été révisés pour exclure BPLP. L'impact de BPLP est indiqué séparément dans notre rapport de gestion annuel, en tant qu'activité abandonnée.

Les états financiers annuels pour 2014 ont été vérifiés. Toutefois, les informations financières présentées pour 2013 et pour le quatrième trimestre 2014 n'ont pas été vérifiées. Vous pouvez trouver un exemplaire de nos états financiers vérifiés pour 2014 sur notre site cameco.com. Notre rapport de gestion annuel (RGA) pour 2014 sera disponible sur notre site Internet avant l'ouverture des marchés le lundi 9 février 2015.

INTÉGRALITÉ DE L'EXERCICE

Notre bénéfice net attribué aux actionnaires (bénéfice net) s'est élevé à 185 millions $ (0,47 $ par action diluée), comparativement à 318 millions $ (0,81 $ par action diluée) en 2013, principalement pour les raisons suivantes :

  • des dépréciations d'un total de 327 millions $ de nos investissements dans les actifs de la mine Eagle Point de Rabbit Lake - 126 millions $, GLE - 184 millions $ et GoviEx - 17 millions $
  • l'absence de revenus en provenance de la société Bruce Power Limited Partnership (BPLP), que nous avons cédée durant le premier trimestre 2014
  • la radiation de 41 millions $ d'actifs en cours de construction, à la suite de modifications apportées à la portée d'un certain nombre de projets
  • des frais de résiliation anticipée de 18 millions $ engagés à la suite de la résiliation de notre accord de conversion en sous-traitance avec Springfields Fuels Limited (SFL), qui devait expirer en 2016
  • des coûts de règlement de 12 millions $ liés au rachat anticipé de nos débentures de série C
  • la baisse du bénéfice dans notre segment des services du cycle de combustible, à la suite d'une baisse des volumes de vente et de la hausse du coût unitaire des ventes
  • l'augmentation des pertes sur les dérivés de change en raison de l'affaiblissement du dollar canadien

En partie compensé par :

  • un bénéfice de 127 millions $ sur la vente de notre participation dans BPLP
  • une augmentation de nos bénéfices dans notre segment d'uranium, en raison de la hausse des prix de ventes réalisés moyens
  • un règlement favorable de 66 millions $ lié à un litige concernant un contrat d'approvisionnement à long terme avec un client de service public
  • une diminution des frais d'exploration en raison d'une plus grande concentration de nos efforts consacrés à nos projets fondamentaux en Saskatchewan, assortie d'un ralentissement de nos activités dans les autres régions, notamment en Australie et à Inkai
  • une récupération fiscale plus importante résultant des pertes avant impôts au Canada

Sur une base ajustée, nos bénéfices se sont élevés à 412 millions $ (1,04 $ par action diluée) (voir la section consacrée aux mesures non-IFRS), comparativement à 445 millions $ (1,12 $ par action diluée) en 2013, principalement pour les raisons suivantes :

  • l'absence de revenus issus de BPLP en raison de la cession de notre participation au cours du premier trimestre 2014
  • des frais de résiliation anticipée de 18 millions $ engagés à la suite de la résiliation de notre accord de conversion en sous-traitance avec SFL, qui devait expirer en 2016
  • des coûts de règlement de 12 millions $ liés au rachat anticipé de nos débentures de série C
  • la baisse des revenus issus de notre segment des services du cycle de combustible, à la suite d'une baisse des volumes de vente et de la hausse du coût unitaire des ventes
  • l'augmentation des pertes sur les dérivés de change en raison de l'affaiblissement du dollar canadien

En partie compensé par :

  • une augmentation de nos bénéfices dans notre segment d'uranium, en raison de la hausse des prix de ventes réalisés moyens
  • un règlement favorable de 66 millions de dollars lié à un litige concernant un contrat d'approvisionnement à long terme avec un client de service public
  • une diminution des frais d'exploration en raison d'une plus grande concentration de nos efforts consacrés à nos projets fondamentaux en Saskatchewan, assortie d'un ralentissement de nos activités dans les autres régions, notamment à notre projet Kintyre (Australie) et à Inkai

QUATRIÈME TRIMESTRE

Pour le quatrième trimestre 2014, notre bénéfice net s'est élevé à 73 millions $ (0,18 $ par action diluée), ce qui représente une augmentation de 9 millions $, comparativement à 64 millions $ (0,16 $ par action diluée) en 2013, principalement pour les raisons suivantes :

  • l'augmentation des profits bruts associés à l'uranium, en raison de la hausse des prix de vente réalisés moyens et de la baisse du coût unitaire moyen des ventes
  • un règlement favorable de 37 millions de dollars lié à un litige concernant un contrat d'approvisionnement à long terme avec un client de service public
  • une diminution des frais d'exploration
  • une récupération fiscale plus importante

En partie compensée par :

  • l'impact d'une dépréciation de 126 millions $ de nos investissements dans les actifs miniers d'Eagle Point à Rabbit Lake
  • la radiation de 41 millions $ d'actifs en cours de construction, à la suite de modifications apportées à la portée d'un certain nombre de projets
  • l'absence de revenus issus de BPLP en raison de la cession de notre participation au cours du premier trimestre 2014
  • l'augmentation des pertes sur les dérivés de change en raison de l'affaiblissement du dollar canadien

Sur une base ajustée, nos bénéfices se sont élevés ce trimestre à 205 millions $ (0,52 $ par action diluée), comparativement à 150 millions $ (0,38 $ par action diluée) (voir la section consacrée aux mesures non-IFRS) pour le quatrième trimestre 2013, principalement pour les raisons suivantes :

  • l'augmentation des profits bruts associés à l'uranium, en raison de la hausse des prix de vente réalisés moyens et de la baisse du coût unitaire moyen des ventes
  • un règlement favorable de 37 millions de dollars lié à un litige concernant un contrat d'approvisionnement à long terme avec un client de service public
  • une diminution des frais d'exploration

En partie compensée par :

  • l'absence de revenus issus de BPLP en raison de la cession de notre participation au cours du premier trimestre 2014

CHARGE DE DÉPRÉCIATION ASSOCIÉE AUX ACTIFS PRODUCTIFS

Au cours du quatrième trimestre 2014, nous avons constaté une charge de dépréciation de 126 millions $ liée à nos activités à Rabbit Lake. Cette dépréciation est due au report de divers projets en lien avec la production prévue au cours de la durée de vie restante de la mine d'Eagle Point. Le montant de la charge a été défini comme étant l'excédent de la valeur comptable par rapport à la valeur recouvrable. La valeur recouvrable de la mine a été établie à 29 millions $. Voir la note 10 mentionnée dans nos états financiers.

Évolution du marché en 2014

À l'heure actuelle, le marché de l'uranium connaît une situation d'offre excédentaire, à laquelle contribuent plusieurs facteurs : l'approvisionnement primaire continue d'afficher des performances relativement bonnes, les enrichisseurs sous-alimentent leurs usines en réaction à l'excès de capacité d'enrichissement et créent ainsi une autre source d'uranium qui est disponible sur le marché au comptant, et les réacteurs japonais demeurent inactifs, ce qui signifie que leurs stocks continuent de croître. Selon nous, ces stocks ne vont pas être commercialisés, mais ils contribuent à écarter temporairement les services publics japonais du marché des acheteurs.

OFFRE ET DEMANDE

Les conditions de marché sont restées moroses en 2014. En particulier, le rythme plus lent que prévu du redémarrage des réacteurs japonais et la lenteur généralisée de la construction et de la mise en service de réacteurs ont conduit à une érosion globale de la demande. Contrairement à 2013, nous avons observé une contraction de l'offre au cours de l'année, étant donné que plusieurs centres de production existants ont été fermés et que certains projets d'uranium ont été retardés ou annulés en réaction aux conditions de marché difficiles. Cependant, cette diminution a été plus que compensée par la régression de la demande et par la régularité des flux de l'offre secondaire. Les conséquences de ces conditions ont été la hausse des excédents de stock et la baisse des prix résultant des événements survenus en 2011 sur le site de la centrale nucléaire de Fukushima-Daiichi au Japon.

CONTRACTION

La contraction du marché s'est avérée modeste. Les volumes au comptant ont été habituels, mais la contraction à long terme a été largement inférieure aux moyennes historiques et aux niveaux de consommation actuels - près de la moitié des estimations annuelles actuellement établies pour la consommation des réacteurs, mais plus qu'en 2013. La contraction à long terme est un facteur clé du calendrier de rétablissement du marché, et son rythme dépendra des niveaux de couverture respectifs, des opinions du marché et de la prise de risque manifestée par les acheteurs et les vendeurs.

JAPON

Plusieurs signes positifs à long terme ont été constatés en 2014. Les services publics japonais et l'Autorité de réglementation nucléaire (NRA) ont commencé à appliquer le processus réglementaire requis pour le redémarrage des réacteurs. À ce jour, 11 demandes de redémarrage concernant 21 réacteurs ont été soumises par 11 services publics. Les meneurs sont les deux réacteurs Sendai, qui semblent sur le point de redémarrer au cours du premier semestre 2015, après réception de quelques confirmations réglementaires définitives et application des contrôles de sécurité. Au-delà de Sendai, deux unités Takahama ont obtenu une approbation de sécurité préliminaire délivrée par la NRA fin 2014, ce qui positionne ces réacteurs dans les dernières étapes d'une approbation réglementaire. Plus généralement, nous continuons à observer un haut degré de confiance de la part des services publics japonais qui investissent des milliards de dollars dans la modernisation de leurs usines, en prévision d'un contexte propice à une remise en service.

AUTRES RÉGIONS

Le remarquable programme de développement nucléaire de la Chine poursuit toujours sa progression, alors que le Royaume-Uni continue de représenter un espoir pour notre secteur, étant donné l'avancement de ses programmes de construction de nouveaux réacteurs. L'Inde, la Russie et la Corée du Sud figurent aussi parmi certaines régions clés qui étendent leur parc de production nucléaire.

En 2014, la croissance a été tangible lorsque cinq réacteurs sont entrés en service : trois en Chine, un en Argentine et un en Russie. Il a également été enthousiasmant de voir deux pays émergents dans le domaine du nucléaire entamer la construction de réacteurs : un aux Émirats arabes unis et un autre en Biélorussie.

Perspective pour 2015

Notre stratégie est de produire de manière rentable à un rythme adapté aux signaux du marché, tout en conservant suffisamment de flexibilité pour pouvoir réagir aux évolutions des conditions du marché.

Notre perspective pour 2015 reflète les dépenses nécessaires pour nous permettre de réaliser notre stratégie. Nous ne fournissons pas de prévisions pour les éléments du tableau comportant un tiret.

Voir Résultats financiers 2014 par segment pour plus de détails.

PERSPECTIVE FINANCIÈRE 2015

CONSOLIDÉ URANIUM1 SERVICES DU CYCLE DE COMBUSTIBLE NUKEM1
Production - 25,3 à 26,3
millions lb
9 à 10
millions kgU
-
Volume des ventes1 - 31 à 33
millions lb
Diminution
5 à 10 %
7 à 8
millions lb U3O8
Chiffre d'affaires par rapport à 20142 Diminution
0 à 5 %
Diminution
5 à 10 %3
Diminution
0 à 5 %
Augmentation
5 à 10 %
Coût unitaire moyen(après dépréciation et amortissement) - Augmentation
5 à 10 %4
Augmentation
5 à 10 %
Augmentation
0 à 5 %
Frais administratifs directs par rapport à 20145 Augmentation
0 à 5 %
- - Diminution
0 à 5 %
Dépenses d'exploration par rapport à 2014 - Diminution
5 à 10 %
- -
Taux d'imposition Récupération de
60 à 65 %
- - Dépense de
30 à 35 %
Dépenses d'investissement 370 millions $ - - -
1 Notre prévision du volume des ventes de nos segments uranium et NUKEM pour 2015 ne comprend pas les ventes entre nos segments uranium, services du cycle de combustible et NUKEM.
2 Aux fins de comparaison de notre perspective 2015 et de nos résultats 2014 concernant les revenus issus de nos segments uranium et NUKEM, nous n'avons pas mentionné les ventes entre nos segments uranium, services du cycle de combustible et NUKEM.
3 Basé sur un cours au comptant de l'uranium de 37,50 USD/lb (cours au comptant de l'Ux au 2 février 2015), un indicateur de cours à long terme de 49,00 USD/lb (indicateur Ux à long terme au 26 janvier 2015) et un taux de change de 1,00 USD pour 1,10 CAD.
4 Cette hausse est calculée d'après le prix de revient unitaire des matériaux produits et les engagements d'achat à long terme. Nous estimons que tout achat discrétionnaire effectué en 2015 pourrait affecter le coût unitaire global des ventes.
5 Les frais administratifs directs ne comprennent pas les dépenses associées à la rémunération à base d'actions.

PERSPECTIVE CONSOLIDÉE

Selon nos estimations, la baisse de notre chiffre d'affaires consolidé pourrait atteindre 5 % en 2015, en raison de la baisse prévue du volume des ventes d'uranium et de services du cycle de combustible.

Nous prévoyons une augmentation des frais administratifs (hors rémunération à base d'actions) pouvant atteindre 5 % par rapport à 2014.

Les frais d'exploration pourraient selon nous diminuer d'environ 5 à 10 % par rapport à 2014, en raison de la diminution des dépenses à Inkai.

Nous avons conclu des ententes contractuelles en vue de vendre l'uranium issu de nos activités minières canadiennes à une société de négoce et de commercialisation basée dans une juridiction étrangère. Ces dispositions étaient adaptées aux marchés de l'uranium à la date de leur signature, et demeurent exposées aux risques et aux avantages associés aux variations ultérieures des prix de l'uranium fourni à cette société étrangère de négoce et de commercialisation.

Sur une base de bénéfice net ajusté, nous nous attendons à une récupération fiscale de 60 à 65 % en 2015, issue de nos segments uranium, services du cycle de combustible et NUKEM, car le revenu imposable devrait diminuer au Canada. En 2016, les anciens arrangements contractuels présents dans notre portefeuille d'accords d'achat et de vente intersociétés auront largement expirés, et nous prévoyons que notre portefeuille reflètera de plus en plus fidèlement le marché lorsque les transactions auront lieu en vertu de ces contrats. Alors que cette transition est en cours, nous estimons que notre taux d'imposition consolidé augmentera, passant du statut de récupération à celui de charge, mais que le degré de cette évolution dépendra des conditions du marché à la date de mise en place de nouveaux contrats et lorsque des transactions auront lieu en vertu des contrats existants.

PERSPECTIVE CONCERNANT L'URANIUM

Nous prévoyons de produire 25,3 à 26,3 millions lb en 2015 et disposons d'engagements encadrés par des contrats à long terme portant sur l'achat d'environ 2 millions lb.

D'après les contrats que nous avons déjà mis en place et à l'exclusion des ventes entre nos segments, nous devrions livrer 31 à 33 millions lb d'U3O8 en 2015. Selon nous, le coût unitaire des ventes devrait être 5 à 10 % plus élevé qu'en 2014, principalement en raison de l'augmentation des coûts associés au matériau produit. Alors que Cigar Lake monte en puissance jusqu'à sa pleine production, le prix de revient au comptant du matériau produit par la mine sera initialement plus élevé. Si nous effectuons des achats discrétionnaires supplémentaires en 2015 à un coût différent de celui de nos autres sources d'approvisionnement, le coût unitaire global des ventes pourrait en être affecté.

Nous anticipons un chiffre d'affaires 5 à 10 % inférieur à celui de 2014, à la suite d'une baisse attendue du volume des livraisons, à l'exclusion des ventes entre nos segments, et d'une diminution du prix réalisé moyen.

Dans nos segments de l'uranium et des services du cycle de combustible, nos clients choisissent la période de l'année pendant laquelle ils recevront leurs livraisons. Nos tendances de livraison trimestrielles sont le reflet de cette situation et, par conséquent, nos volumes de ventes et notre chiffre d'affaires peuvent varier considérablement. Pour 2015, nous nous attendons à une répartition relativement équilibrée des livraisons trimestrielles d'uranium. Cependant, certains avis de livraison ne nous sont pas encore parvenus à ce jour, ce qui pourrait modifier ce schéma. Généralement, nous recevons les avis six mois avant la date de livraison souhaitée.

ANALYSE DE LA SENSIBILITÉ DES PRIX : SEGMENT DE L'URANIUM

Le tableau ci-dessous ne constitue pas une prévision des prix que nous nous attendons à constater. Les prix que nous réalisons effectivement seront différents des prix mentionnés dans ce tableau. Celui-ci est destiné à indiquer comment le portefeuille de contrats à long terme dont nous disposions au 31 décembre 2014 serait en mesure de satisfaire à différents prix au comptant. En d'autres termes, nous réaliserons ces prix uniquement si notre portefeuille de contrats demeure inchangé par rapport au 31 décembre 2014, et qu'aucune des hypothèses présentées ci-dessous ne change.

Nous avons l'intention de mettre à jour ce tableau chaque trimestre dans notre rapport de gestion, afin de tenir compte des livraisons effectuées et des modifications apportées à notre portefeuille de contrats. En conséquence, ce tableau est susceptible d'être modifié de trimestre en trimestre.

SENSIBILITÉ PRÉVUE DU PRIX RÉALISÉ DE L'URANIUM EN FONCTION D'HYPOTHÈSES DIVERSES CONCERNANT LE PRIX AU COMPTANT

(montant arrondi à 1,00 $ près)

PRIX AU COMPTANT (USD/LB U3O8) 20 $ 40 $ 60 $ 80 $ 100 $ 120 $ 140 $
2015 41 46 55 63 72 80 87
2016 41 47 57 68 78 87 95
2017 41 46 57 67 78 87 94
2018 42 48 58 69 79 87 93
2019 43 49 59 69 78 85 91

Le tableau présente la combinaison de contrats à long terme inclus dans notre portefeuille au 31 décembre 2014, en conformité avec notre stratégie marketing. Il a été mis à jour pour refléter les livraisons effectuées et les contrats conclus jusqu'au 31 décembre 2014.

Notre portefeuille comprend une combinaison de prix fixes et de contrats liés au marché, que nous ciblons dans un rapport de 40/60. Les contrats conclus à des prix inférieurs ou comportant des prix plafond bas résulteront en des prix inférieurs aux prix actuels du marché.

Notre portefeuille est affecté par d'autres facteurs que le seul prix au comptant. Nous avons formulé les hypothèses suivantes (qui ne sont pas des prévisions) en vue de créer ce tableau :

Ventes

  • volume des ventes moyen de 27 millions lb/an, avec des niveaux d'engagement de 2015 à 2018 supérieurs à ceux de 2019
  • exclusion des ventes entre nos segments uranium, services du cycle de combustible et NUKEM

Livraisons

  • les livraisons tiennent comptent des meilleures estimations liées aux contrats d'approvisionnement et aux contrats flexibles en termes de provisions relatives aux livraisons
  • nous reportons une partie des livraisons en vertu de contrats existants pour 2015

Inflation annuelle

  • Fixée à 2 % aux États-Unis

Prix

  • l'indicateur moyen des prix à long terme est identique au prix au comptant moyen pour l'intégralité de l'année (approche simplifiée à cet effet uniquement). Depuis 1996, l'indicateur de prix à long terme a dépassé le prix au comptant de 18 % en moyenne. Cet écart a varié considérablement. En supposant que le prix à long terme dépasse le prix au comptant, les prix indiqués dans le tableau seront plus élevés.

PERSPECTIVE CONCERNANT LES SERVICES DE CYCLE DU COMBUSTIBLE

En 2015, nous prévoyons de produire 9 à 10 millions kgU et anticipons des volumes de ventes (hors ventes entre segments) 5 à 10 % inférieurs à ceux de 2014. La baisse de notre chiffre d'affaires global pourrait atteindre 5 %, car les volumes de ventes plus faibles seront partiellement compensés par une augmentation du prix réalisé moyen. Nous prévoyons que le prix de revient unitaire moyen des ventes (après dépréciation et amortissement) augmentera de 5 à 10 % ; par conséquent, la marge brute globale diminuera en conséquence.

PERSPECTIVE CONCERNANT NUKEM

Pour 2015, NUKEM prévoit de livrer 7 à 8 millions lb d'uranium, ce qui entraînera une augmentation de 5 à 10 % du chiffre d'affaires (hors ventes entre segments) par rapport à 2014. NUKEM prévoit une réduction des frais administratifs pouvant atteindre 5 % par rapport à 2014. Le taux d'imposition effectif devrait demeurer dans la fourchette de 30 à 35 %.

DÉPENSES EN CAPITAL

Nous ventilons les dépenses en capital dans les domaines du maintien, du remplacement de capacité ou de la croissance. En tant que société d'exploitation minière, nos investissements de maintien couvrent les montants que nous dépensons pour permettre à nos installations de continuer à fonctionner dans leur état actuel, qui induirait sinon une courbe de production chutant progressivement, tandis que nos dépenses de remplacement de capacité servent à maintenir les niveaux de production en cours lors de ces opérations. Le capital de croissance représente le montant que nous investissons en vue de générer une production supplémentaire et de développer notre entreprise.

PART DE CAMECO (MILLIONS $) PLAN 2014 RÉALITÉ 2014 PLAN 2015
Capital de maintien
McArthur River / Key Lake 25 22 25
Cigar Lake 25 14 15
Rabbit Lake 45 33 35
ISR aux États-Unis 5 3 5
Inkai 10 9 5
Services du cycle de combustible 10 8 15
Autres 15 6 5
Capital de maintien total 135 95 105
Capital de remplacement de capacité
McArthur River / Key Lake 55 57 85
Cigar Lake 35 38 35
Rabbit Lake - - -
ISR aux États-Unis 20 23 20
Inkai 15 10 15
Capital de remplacement de capacité total 125 128 155
Capital de croissance
McArthur River / Key Lake 60 51 25
Cigar Lake 155 186 70
ISR aux États-Unis 5 2 -
Inkai 5 10 5
Services du cycle de combustible 5 6 5
Autres - 2 5
Capital de croissance total 230 257 110
Total des services d'uranium et du cycle de combustible 4901 480 370
1 La perspective concernant les dépenses en capital a été mise à jour et portée à 490 millions $dans notre rapport de gestion pour le troisième trimestre.

PERSPECTIVE CONCERNANT NOS ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT

PART DE CAMECO (MILLIONS $) PLAN 2016 PLAN 2017
Total des services d'uranium et du cycle de combustible 300 à 350 350 à 400
Capital de maintien 125 à 140 155 à 170
Capital de remplacement de capacité 100 à 115 125 à 140
Capital de croissance 75 à 95 70 à 90

Nous prévoyons que le total des dépenses en capital pour les services d'uranium et du cycle de combustible diminuera d'environ 23 % en 2015.

Les principales dépenses de maintien, de remplacement de capacité et de croissance en 2015 comprennent :

  • McArthur River / Key Lake - Sur le site de McArthur River, les principaux projets concernent la mise à niveau de l'infrastructure électrique, l'expansion de la capacité de congélation et le développement de la mine. D'autres projets couvrent les installations du site et l'achat d'équipements. À Key Lake, les travaux effectués sur le système de calcination seront achevés.
  • Récupération in situ (ISR) aux États-Unis - La construction du champ de captage représente la plus grande partie de nos dépenses aux États-Unis.
  • Rabbit Lake - Sur le site d'Eagle Point, le principal élément est le développement de la mine, ainsi que l'achat et la mise à jour d'équipements. Les travaux menés sur plusieurs installations de l'usine et les remplacements d'équipements seront également poursuivis.
  • Cigar Lake - Le développement de la mine souterraine constitue le plus large usage du capital du site de Cigar Lake. Nous payons aussi notre part des coûts de modification et de croissance de l'usine de McClean Lake.

Nous nous attendions précédemment à dépenser 400 à 450 millions $ en 2015 et 500 à 550 millions $ en 2016. Nous prévoyons maintenant de dépenser 370 millions $ en 2015 et 300 à 350 millions $ en 2016. Ce changement est dû à la suppression de notre objectif de production fixe et à la baisse des dépenses associées aux projets connexes. Alors que le marché commence à signaler la nécessité d'une nouvelle production, nous envisageons d'augmenter nos dépenses en capital afin d'être en mesure de répondre parmi les premiers à la croissance que nous anticipons.

Ces informations concernant les prévisions actuelles relatives aux dépenses en capital pour des périodes futures constituent des informations prospectives. Elles sont basées sur des hypothèses et exposées à des risques importants que nous avons présentés. Pour les périodes futures, nos dépenses en capital réelles pourraient être très différentes.

ACQUISITIONS ET CESSIONS

Le 30 janvier 2014, nous avons signé un accord avec BPC Generation Infrastructure Trust afin de vendre pour 450 millions $ notre participation de société en commandite de 31,6 % dans BPLP et entités connexes. La date d'effet de la vente est fixée au 1er janvier 2014. Dans le cadre de cette cession de participation, nous avons réalisé un gain après impôts de 127 millions $.

ANALYSE DE SENSIBILITÉ DU CHIFFRE D'AFFAIRES ET DU BÉNÉFICE

Au 31 décembre 2014, chaque variation d'un cent de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain ferait varier notre bénéfice net pour 2015 d'environ 7 millions CAD, sachant qu'une diminution de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain aurait un impact positif. Cette sensibilité est basée sur un taux de change de 1,00 USD pour 1,00 CAD.

Pour 2015, une variation de 5 USD/lb à la fois dans le prix Ux au comptant (37,50 USD/lb au 2 février 2015) et l'indicateur de prix Ux à long terme (49,00 USD/lb au 26 janvier 2015) ferait varier notre chiffre d'affaires de 93 millions $ et notre bénéfice net 55 millions $.

MESURES NON-IFRS - BÉNÉFICE NET AJUSTÉ

Le bénéfice net ajusté est une mesure qui ne présente pas de signification normalisée ou de base de calcul cohérente selon les normes IFRS (mesure non-IFRS). Nous utilisons cette mesure comme un moyen plus utile de comparer notre rendement financier d'une période à l'autre. Nous estimons que, en plus des mesures classiques préparées conformément aux normes IFRS, certains investisseurs utilisent ces renseignements pour évaluer notre performance. Le bénéfice net ajusté est notre bénéfice net attribuable aux actionnaires, ajusté pour mieux refléter la performance financière sous-jacente pour la période considérée. La mesure du bénéfice ajusté reflète la correspondance entre le bénéfice net de notre programme de couverture et les flux de devises étrangères pour la période de référence concernée, ajustée en fonction des charges de dépréciation, de l'amortissement des actifs, de la dépréciation des stocks de NUKEM, des pertes sur les propriétés d'exploration, des bénéfices après impôts sur la vente de notre participation dans BPLP et des impôts sur le revenu sur les ajustements.

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

Afin de permettre une meilleure compréhension de ces mesures, le tableau suivant rapproche le bénéfice net ajusté et notre bénéfice net pour les trimestres et les exercices clos au 31 décembre 2014 et au 31 décembre 2013.

(MILLIONS $) TRIMESTRE CLOS
AU 31 DÉCEMBRE
EXERCICE CLOS
AU 31 DÉCEMBRE
2014 2013 2014 2013
Bénéfice net attribuable aux actionnaires 73 64 185 318
Ajustements
Ajustements sur les instruments dérivés 1 10 36 47 56
Charges de dépréciation 131 70 327 70
Dépréciation d'actifs 41 - 41 -
Dépréciation des stocks de NUKEM (récupération) (4) (3) (5) 14
Pertes sur les propriétés d'exploration - - - 15
Bénéfice issu de notre participation dans BPLP (après impôts) - - (127) -
Impôts sur le revenu sur les ajustements (46) (17) (56) (28)
Bénéfice net ajusté 205 150 412 445
1 Nous n'appliquons pas la comptabilité de couverture à notre portefeuille de contrats de vente à terme de devises étrangères. Cependant, nous avons ajusté nos gains ou pertes sur les instruments dérivés afin de refléter ce que notre bénéfice aurait été si la comptabilité de couverture avait été appliquée.

DIFFÉRENDS RELATIFS AUX PRIX DE TRANSFERT

Nous fournissons des informations au sujet de notre différend sur les prix de transfert avec l'Agence du revenu du Canada (ARC) depuis 2008, lorsque ce différend est apparu. En outre, nous avons récemment reçu un NOPA du Service américain des revenus internes (IRS) qui conteste les prix de transfert utilisés dans le cadre de certaines opérations intersociétés comprenant notamment des achats d'uranium et des arrangements de vente relatifs à l'exercice 2009. Ci-dessous, nous présentons la nature générale des différends relatifs aux prix de transfert et, plus spécifiquement, les litiges en cours dans lesquels nous sommes impliqués.

Le prix de transfert représente un domaine complexe du droit fiscal, et il est difficile de prédire l'issue de cas tels que le nôtre. Toutefois, les autorités fiscales examinent généralement deux éléments :

  • la gouvernance (la structure) des personnes morales impliquées dans les opérations
  • le prix auquel les biens et services sont vendus par un membre d'un groupe de sociétés à un autre

Nous disposons d'une clientèle mondiale et avons établi une structure de commercialisation et de négoce impliquant des filiales étrangères, notamment Cameco Europe Limited (CEL), qui ont conclu divers arrangements intersociétés, y compris des accords d'achat et de vente, ainsi que des accords d'achat et de vente d'uranium passés avec des tiers. Cameco et ses filiales ont accompli des efforts raisonnables pour mettre en place des accords sans lien de dépendance sur les prix de transfert, et ces arrangements exposent les parties à des risques et avantages qui leur reviennent en vertu de ces contrats. Les prix des contrats intersociétés sont généralement comparables à ceux établis à l'époque dans des contrats similaires passés entre des parties sans lien de dépendance.

Pour les exercices 2003 à 2009, l'ARC a assimilé les revenus de CEL (tels que recalculés par l'ARC) à des revenus canadiens et appliqué des taux légaux d'imposition, d'intérêt et de pénalité de retard, et, de 2007 à 2009, des pénalités sur les prix de transfert. L'IRS propose également de rattacher une partie des revenus de CEL pour 2009 aux États-Unis, ce qui entraînerait une imposition sur ces revenus dans plusieurs juridictions. Pour les exercices 2003 à 2014, un montant d'impôts d'environ 290 millions $ a déjà été payé dans une juridiction hors du Canada et des États-Unis. Les conventions fiscales internationales bilatérales contiennent des dispositions qui, de manière générale, visent à empêcher l'imposition d'un même revenu dans plusieurs pays. C'est pourquoi, dans le cadre de ces différends, nous étudions les options qui nous sont accessibles, y compris les voies de recours en vertu de conventions fiscales internationales qui limiteraient la double imposition ; cependant, il est difficile de savoir si nous réussirons à éliminer tout risque de double imposition. Les ajustements de revenus attendus dans le cadre de nos litiges fiscaux sont représentés par les montants réclamés par l'ARC et l'IRS et sont décrits ci-dessous.

Différend avec l'ARC

Depuis 2008, l'ARC conteste notre structure d'entreprise et notre méthodologie concernant les prix de transfert liés que nous avons appliquée dans le cadre de certains contrats intersociétés de vente et d'achat d'uranium, et a émis des avis de nouvelle cotisation pour nos déclarations de revenus 2003 à 2009. Nous avons enregistré une provision d'impôts cumulative de 85 millions $, pour laquelle il pourrait nous être reproché d'avoir utilisé un prix de transfert susceptible de sortir de la fourchette de prix adaptée à la tarification des contrats d'uranium pour la période 2003 à 2014. Nous continuons de croire que le règlement définitif de cette question n'influencera pas de manière significative notre situation financière, nos résultats d'exploitation et nos flux de trésorerie pour les exercices concernés.

Nous sommes convaincus que notre dossier connaîtra une issue positive. Toutefois, pour les exercices 2003 à 2009, l'ARC a émis des avis de nouvelle cotisation correspondant à un supplément de revenus d'environ 2,8 milliards $ aux fins de l'imposition canadienne, ce qui se traduirait par une charge d'impôts connexe d'environ 820 millions $. L'ARC a également émis des avis de nouvelle cotisation concernant des pénalités relatives aux prix de transfert pour les exercices 2007 à 2009 qui représentent un montant de 229 millions $, ce qui comprend des avis de nouvelle cotisation reçus récemment dans le cadre de pénalités relatives aux prix de transfert d'un montant total de 156 millions $ pour les années d'imposition 2008 et 2009. Nous n'avons pas encore effectué de versements liés aux pénalités sur les prix de transfert pour les exercices 2008 et 2009. Les lois canadiennes régissant l'imposition sur le revenu comportent des dispositions obligeant les grandes entreprises comme la nôtre à verser 50 % de l'impôt en espèces ainsi que les intérêts et les pénalités au moment de la réévaluation. À ce jour, en vertu de ces dispositions et après application de déductions électives et de reports de pertes fiscales, nous avons payé un montant net de 212 millions $ en espèces au gouvernement du Canada, qui inclut les montants indiqués dans le tableau ci-dessous. En vue de trouver une alternative au paiement comptant, nous étudions la possibilité de fournir une garantie sous forme de lettres de crédit afin de satisfaire à nos exigences en vertu de ces dispositions.

EXERCICE PAYÉ
(MILLIONS $)
IMPÔTS EN ESPÈCES INTÉRÊTS ET PÉNALITÉS DE RETARD PÉNALITÉS RELATIVES AUX PRIX DE TRANSFERT TOTAL
Avant 2013 - 13 - 13
2013 1 9 36 46
2014 106 47 - 153
Total 107 69 36 212

D'après la méthodologie que l'ARC continuera d'appliquer selon nous, et en intégrant 2,8 milliards $ déjà réévalués, nous nous attendons à recevoir des avis de nouvelle cotisation correspondant à un total de revenus supplémentaires imposables au Canada d'environ 6,6 milliards $ pour les exercices 2003 à 2014, ce qui entraînerait une charge d'impôts connexe d'environ 1,9 milliard $. En outre, l'ARC pourrait continuer d'appliquer des pénalités relatives aux prix de transfert pour les exercices postérieurs à 2009. En conséquence, nous estimons que les impôts en espèces et les pénalités relatives aux prix de transfert pour ces exercices pourraient atteindre 1,45 à 1,5 milliard $. En outre, nous estimons que ces intérêts et pénalités de retard représenteraient une somme significative pour notre société. Pendant le cours de ce différend, nous serions responsables du versement ou de la garantie de 50 % des impôts en espèces et des pénalités relatives aux prix de transfert (725 à 750 millions $), majorés de l'évaluation des intérêts et pénalités de retard connexes, ce qui représenterait une somme significative pour notre société.

En vertu des lois canadiennes sur la fiscalité fédérale et provinciale, le montant devant être versé ou garanti chaque année dépendra du montant du revenu réévalué pour l'exercice correspondant et de la disponibilité de déductions électives et de reports de pertes fiscales. Les montants estimés résumés dans le tableau ci-dessous reflètent les montants réels payés et les montants estimés futurs dus sur la base des nouvelles cotisations réelles et prévues pour les exercices 2003 à 2014. Nous mettrons à jour ce tableau chaque année pour inclure l'impact estimé des nouvelles cotisations prévues pour les exercices clos postérieurs à 2014.

MILLIONS $ 2003 à 2014 2015 2016 à 2017 2018 à 2023 TOTAL
50 % des impôts en espèces et des pénalités relatives aux transferts de prix payés ou dus pendant la période1 143 165 à 190 320 à 345 80 à 105 725 à 750
1 Ces montants n'incluent pas les intérêts et pénalités de retard, d'un montant total d'environ 69 millions $au 31 décembre 2014.

D'après notre vision de l'issue probable de ce dossier tel que décrit ci-dessus, nous prévoyons de recouvrer les sommes versées au gouvernement du Canada, qui comprennent 212 millions $ déjà payés à ce jour.

En raison du temps nécessaire aux processus préalables au procès, nous estimons aujourd'hui que notre procédure d'appel relative à la réévaluation de 2003 devrait être examinée en 2016 par la Cour canadienne de l'impôt. Si ce calendrier est respecté, nous nous attendons à recevoir une décision de la Cour de l'impôt dans les 6 à 18 mois suivant l'issue du procès.

DIFFÉREND AVEC l'IRS

Comme mentionné ci-dessus, nous avons reçu un NOPA de l'IRS relatif à l'année d'imposition 2009 pour certaines de nos filiales américaines.

De manière générale, un NOPA est utilisé par l'IRS pour communiquer une proposition d'ajustement du revenu et constitue la base sur laquelle l'IRS émettra rapport d'agent du revenu (RAR), qui répertorie les ajustements proposés par l'IRS et permet de calculer les impôts et pénalités exigibles conformément aux ajustements proposés. Nous prévoyons actuellement de recevoir un RAR au cours du premier trimestre 2015.

Selon l'avis actuel de l'IRS, une partie du revenu hors États-Unis déclarée par notre structure d'entreprise et imposée dans des juridictions non américains devrait être reconnue et imposée aux États-Unis pour les raison suivantes :

  • les prix reçus par nos filiales d'exploitation minière américaines pour la vente d'uranium à CEL sont trop faibles ;
  • la compensation perçue par Cameco Inc., l'une de nos filiales américaines, est insuffisante.

L'ajustement proposé aboutit à une augmentation du revenu imposable aux États-Unis d'environ 108 millions USD, ainsi qu'à une augmentation de la charge d'impôt sur le revenu d'environ 32 millions USD pour l'année d'imposition 2009, assortie d'intérêts. En outre, l'IRS pourrait imposer des sanctions découlant de cet ajustement.

À l'heure actuelle, le NOPA ne concerne que l'année d'imposition 2009. Toutefois, l'IRS est également en train de vérifier de manière semblable nos déclarations de revenus pour les exercices 2010 à 2012 et, pour ces exercices, nous prévoyons des ajustements similaires à celui susceptible d'être appliqué pour l'exercice 2009. Si l'IRS vérifie les exercices ultérieurs à 2012 en appliquant une méthodologie similaire, nous nous attendons à des ajustements similaires à celui proposé pour l'exercice 2009.

Nous considérons que les conclusions de l'IRS mentionnées dans le NOPA sont incorrectes et prévoyons de les contester dans le cadre d'un recours administratif, au cours duquel nous ne serons pas tenus de procéder aux paiements. À ce jour, cette question est encore à un stade précoce et, tant que la situation n'aura pas évolué, nous ne pourrons pas fournir d'estimation du calendrier probable de la résolution du différend.

Nous estimons que le règlement définitif de cette question n'influencera pas de manière significative notre situation financière, nos résultats d'exploitation et nos flux de trésorerie pour les exercices concernés.

Vue d'ensemble des différends

Le tableau ci-dessous fournit un aperçu de plusieurs points clés de nos différends avec l'ARC et l'IRS.

ARC IRS
Raison du différend - Structure/gouvernance d'entreprise
- Méthodologie du prix de transfert appliquée à certains contrats intersociétés de vente et d'achat d'uranium
- Transfert vers le Canada des revenus de Cameco Europe Ltd. (CEL) (tels qu'ajustés) pour les exercices 2003 à 2009 (revenus sur lesquels nous avons déjà payé des impôts au sein de juridictions étrangères et comprenant les revenus que l'IRS souhaite imposer)
- Insuffisance du revenu perçu sur les ventes d'uranium à CEL par les mines américaines
- Insuffisance de la compensation perçue par Cameco Inc., l'une de nos filiales américaines
- Allocation d'une partie du revenu de CEL aux États-Unis pour 2009 (une partie du même revenu sur lequel nous avons déjà payé des impôts au sein de juridictions étrangères et que l'ARC souhaite imposer)
Exercices considérés - Réévaluation par l'ARC des exercices 2003 à 2009
- Vérification en cours pour les exercices 2010 à 2012
- L'IRS a publié un avis de proposition d'ajustement (NOPA) pour l'exercice 2009.
- Vérification en cours pour les exercices 2010 à 2012
Calendrier de résolution - Dans l'attente du traitement en 2016 de notre appel de la réévaluation de 2003 par la Cour de l'impôt
- Dans l'attente de la décision de la Cour de l'impôt, rendue dans les 6 à 18 mois suivant le procès
- Dans l'attente du rapport de l'agent du revenu (suite au NOPA) au cours du 1er trimestre 2015
- Contestation prévue des ajustements proposés dans le cadre d'un recours administratif
- Ce différend est à un stade précoce et nous ne pouvons pas encore fournir d'estimation quant au calendrier de sa résolution.
Paiements exigés - Prévision d'une remise de 50 % des impôts en espèces, intérêts et pénalités conformément à la réévaluation
- 212 millions $ versés en espèces à ce jour
- Étude actuellement menée concernant la possibilité de fournir une garantie sous forme de lettres de crédit, en vue de satisfaire aux exigences de versement
- Aucun versement requis en vertu du recours administratif

Avertissement concernant les informations prospectives relatives à nos différends fiscaux avec l'ARC et l'IRS

Cet exposé de nos attentes relatives à nos différends fiscaux avec l'ARC et l'IRS et à nos futurs réévaluations fiscales par l'ARC et l'IRS constitue une information prospective basée sur des hypothèses et sujettes à des risques importants présentés dans la section Avertissement relatif aux informations prospectives. Cette information prospective comprend également des hypothèses et risques plus spécifiques mentionnés ci-dessous. Les résultats réels peuvent varier considérablement.

Hypothèses

  • L'ARC procèdera à une nouvelle évaluation pour les exercices 2010 à 2014 en utilisant une méthodologie similaire à celle employée pour les exercices 2003 à 2009. Les nouvelles cotisations seront établies conformément à ce que nous avons anticipé.
  • Nous pourrons appliquer des déductions électives et des reports de pertes fiscales dans la mesure prévue.
  • L'ARC cherchera à infliger des pénalités sur les prix de transfert (d'une manière compatible avec les pénalités facturées pour les exercices 2007 à 2009), en plus de frais d'intérêts et de pénalités de retard.
  • De manière générale, nous obtiendrons gain de cause dans notre différend avec l'ARC et la provision d'impôts cumulative de 85 millions $ constituée à ce jour sera suffisante pour satisfaire à toute obligation fiscale résultant de l'issue du différend tel qu'il est défini actuellement.
  • L'IRS continuera de proposer des ajustements pour les exercices 2010 à 2012 et pourrait proposer des ajustements pour les exercices ultérieurs.
  • De manière générale, nous obtiendrons gain de cause dans notre différend avec l'IRS.

Risques importants qui pourraient amener les résultats réels à différer sensiblement des prévisions

  • L'ARC pourrait réévaluer les exercices 2010 à 2014 en employant une méthodologie différente de celle utilisée pour les exercices 2003 à 2009, ou nous pourrions être dans l'incapacité d'appliquer les déductions électives et les reports de perte dans la mesure prévue, ce qui résulterait en une augmentation des montants en espèces exigés par l'ARC dans l'attente de la résolution du différend.
  • Le décalage temporel pour la réévaluation de chaque exercice pourrait différer de celui que nous prévoyons actuellement.
  • Nous pourrions ne pas obtenir gain de cause et notre différend avec l'ARC et/ou l'IRS pourrait induire une forte augmentation des impôts en espèces, des charges d'intérêts et des pénalités, dont le montant total dépasserait le montant de notre provision d'impôts cumulative, ce qui pourrait avoir un effet défavorable significatif sur nos liquidités, notre situation financière, nos résultats d'exploitation et nos flux de trésorerie.
  • Le montant des impôts à payer en espèces pourrait augmenter en raison d'ajustements imprévus réalisés par l'ARC ou l'IRS, sans lien avec les prix de transfert.
  • L'IRS pourrait proposer des ajustements pour les exercices 2010 à 2014 en appliquant une méthodologie différente de celle utilisée pour l'exercice 2009.
  • Nous pourrions ne pas être en mesure de parvenir à éviter toute forme de double imposition.
Résultats financiers par segment pour l'exercice 2014
Résultats pour l'uranium
POINTS SAILLANTS TRIMESTRE CLOS
AU 31 DÉCEMBRE
VARIATION EXERCICE CLOS
AU 31 DÉCEMBRE
VARIATION
2014 2013 2014 2013
Volume de production (millions lb) 8,2 7,5 9 % 23,3 23,6 (1) %
Volume des ventes (millions lb) 10,71 12,7 (16) % 33,92 32,8 3 %
Cours au comptant moyen (USD/lb) 37,13 35,03 6 % 33,21 38,17 (13) %
Cours à long terme moyen (USD/lb) 48,00 50,00 (4) % 46,46 54,13 (14) %
Prix de vente réalisé moyen
(USD/lb) 50,57 47,76 6 % 47,53 48,35 (2) %
(CAD/lb) 56,78 49,80 14 % 52,37 49,81 5 %
Prix de revient unitaire moyen (CAD/lb) (après dépréciation et amortissement) 34,27 37,94 (10) % 34,64 33,01 5 %
Chiffre d'affaires (millions $) 6061 631 (4) % 1,7772 1,633 9 %
Marge brute (millions $) 240 150 60 % 602 550 9 %
Marge brute (%) 40 24 67 % 34 34 -
1 Inclut des ventes de 0,4 million lb et un chiffre d'affaires de 15 millions $entre nos segments uranium, services du cycle de combustible et NUKEM.
2 Inclut des ventes de 1,4 million lb et un chiffre d'affaires de 48 millions $entre nos segments uranium, services du cycle de combustible et NUKEM.

QUATRIÈME TRIMESTRE

Les volumes de production pour ce trimestre ont augmenté de 9 % par rapport au quatrième trimestre 2013, principalement en raison de la hausse de la production à McArthur River / Key Lake, en plus de la première production issue de Cigar Lake / McClean Lake. Voir la section concernant Nos activités pour plus de renseignements.

Le chiffre d'affaires associé à l'uranium a baissé de 4 % en raison d'une diminution de 16 % du volume des ventes, ce qui représente une variance trimestrielle normale dans notre calendrier de livraison, compensée par une augmentation de 14 % du prix réalisé moyen.

Le prix réalisé moyen a augmenté de 14 % par rapport à l'exercice 2013, en raison de l'effet de change et de la hausse des prix en dollars américains établis dans nos contrats à prix fixe. Au quatrième trimestre 2014, notre taux de change réalisé a été de 1,12 $, comparativement à 1,04 $ pour l'exercice précédent.

Le prix de revient total (après dépréciation et amortissement) a baissé de 24 % (366 millions $, par rapport à 481 millions $ en 2013). Cette baisse résulte d'une diminution de 10 % du prix de revient unitaire moyen et d'une chute de 16 % du volume des ventes.

Le prix de revient unitaire a baissé en raison d'une diminution des coûts de trésorerie associés au matériau produit durant le quatrième trimestre par rapport à la période comparable de l'exercice 2013, en raison de l'augmentation de la production et du calendrier des redevances. En outre, les frais de mise en attente de l'usine de McClean Lake n'existaient plus au quatrième trimestre, étant donné que la production à Cigar Lake a repris.

L'effet net a été une augmentation de 90 millions $ de la marge brute pour le trimestre.

INTÉGRALITÉ DE L'EXERCICE

En 2014, les volumes de production n'ont pas varié de façon significative par rapport à ceux de 2013. La baisse de la production à McArthur River / Key Lake a été compensée par une production plus élevée sur d'autres sites. Voir la section concernant Nos activités pour plus de renseignements.

Pour l'exercice, le chiffre d'affaires associé à l'uranium a augmenté de 9 % par rapport à l'exercice 2013, en raison d'une augmentation de 3 % des volumes des ventes et de 5 % du prix réalisé moyen en dollars canadiens. Bien que les prix au comptant et à terme aient été inférieurs à ceux enregistrés en 2013, nos prix réalisés moyens sont demeurés relativement constants par rapport à l'exercice 2013, alors que la baisse des prix liés au marché a été largement compensée par la hausse des prix en dollars américains en vertu de contrats à prix fixe. L'effet de change a entraîné une augmentation du prix réalisé moyen en dollars canadiens par rapport à l'exercice précédent. Le taux de change réalisé a été de 1,10 $, comparativement à 1,03 $ en 2013. Le prix au comptant moyen de l'uranium a été de 33,21 USD/lb en 2014, ce qui représente une baisse de 13 % par rapport au prix moyen en 2013 (38,17 USD/lb).

Le prix de revient moyen (après dépréciation et amortissement) a également augmenté de 9 % (soit 1,18 milliard $, comparativement à 1,08 milliard $ en 2013), principalement en raison d'une légère hausse des volumes de ventes et d'une augmentation du prix de revient unitaire moyen résultant d'un prix de revient sans décaissement plus élevé. Le total du prix de revient sans décaissement s'est élevé à 273 millions $, comparativement à 213 millions $ en 2013, en raison d'une augmentation du prix de revient unitaire moyen des stocks.

L'effet net a été une augmentation de 52 millions $ de la marge brute pour l'exercice.

Le tableau suivant présente le prix de revient de l'uranium produit et acheté au cours des périodes de référence (voir la section sur les mesures non-IFRS). Ces coûts ne comprennent pas les frais de vente tels que les redevances, le transport et les commissions, ni ne reflètent l'impact des stocks d'ouverture sur notre prix de revient rapporté.

TRIMESTRE CLOS
LE 31 DÉCEMBRE
VARIATION EXERCICE CLOS
LE 31 DÉCEMBRE

VARIATION
(CAD/lb) 2014 2013 2014 2013
Matériau produit
Prix de revient décaissé 14,19 15,61 (9) % 18,66 18,37 2 %
Prix de revient sans décaissement 7,15 9,42 (24) % 9,30 9,46 (2) %
Coût total de production 21,34 25,03 (15) % 27,96 27,83 -
Quantité produite (millions $) 8,2 7,5 9 % 23,3 23,6 (1) %
Matériau acheté
Prix de revient décaissé 39,03 37,26 5 % 38,17 27,95 37 %
Quantité achetée (millions $) 3,7 4,4 (16) % 7,1 13,2 (46) %
Totaux
Prix de revient du matériau produit et acheté 26,84 29,55 (9) % 30,34 27,87 9 %
Quantité de matériau produit et acheté (millions $) 11,9 11,9 - 30,4 36,8 (17) %

Dans le tableau ci-dessus, le prix de revient décaissé par livre, le prix de revient sans décaissement par livre et le prix de revient total par livre pour l'uranium produit et acheté sont des mesures non-IFRS. Ces mesures ne possèdent pas de signification normalisée et ne constituent pas une base de calcul cohérente selon les normes IFRS. Nous utilisons ces mesures dans le cadre de notre évaluation du rendement de nos activités liées à l'uranium. Nous croyons que, en plus des mesures classiques préparées conformément aux normes IFRS, certains investisseurs utilisent ces renseignements pour évaluer notre performance et notre capacité à générer des flux de trésorerie.

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

Afin de permettre une meilleure compréhension de ces mesures, le tableau suivant rapproche ces mesures et notre prix de revient unitaire pour les trimestres et les exercices clos au 31 décembre 2014 et au 31 décembre 2013.

Rapprochement du prix de revient décaissé et du prix de revient total par livre

TRIMESTRE
CLOS LE 31 DÉCEMBRE
EXERCICE CLOS
LE 31 DÉCEMBRE
(MILLIONS $) 2014 2013 2014 2013
Prix de revient du matériau vendu 269,0 359,8 902,8 869,1
Plus / (Moins)
Redevances (34,5) (52,5) (91,2) (90,8)
Frais de mise en attente - (11,1) (24,8) (37,4)
Autres coûts de vente (2,3) (4,8) (9,0) (1,4)
Variation des stocks 28,5 (10,3) (71,9) 63,1
Charges d'exploitation décaissées (a) 260,7 281,1 705,9 802,6
Plus / Moins
Dépréciation et amortissement 96,7 121,2 272,6 212,9
Variation des stocks (38,0) (50,7) (56,2) 10,1
Total des charges d'exploitation (b) 319,4 351,6 922,3 1 025,6
Uranium produit et acheté (millions lb) (c) 11,9 11,9 30,4 36,8
Prix de revient décaissé par livre (a ÷ c) 21,91 23,62 23,22 21,81
Prix de revient total par livre (b ÷ c) 26,84 29,55 30,34 27,87
Résultats des services du cycle de combustible
(comprend les résultats pour l'UF6, l'UO2 et la fabrication de combustible)
POINTS SAILLANTS TRIMESTRE
CLOS LE 31 DÉCEMBRE
VARIATION EXERCICE CLOS
LE 31 DÉCEMBRE
VARIATION
2014 2013 2014 2013
Volume de production (millions kgU) 2,7 2,7 - 11,6 14,9 (22) %
Volume des ventes (millions kgU) 7,41 6,5 14 % 15,52 17,63 (12) %
Prix réalisé (CAD/kgU) 16,92 17,24 (2) % 19,70 18,12 9 %
Prix de revient unitaire moyen (CAD/kgU) (après dépréciation et amortissement) 14,78 14,42 2 % 17,24 15,16 14 %
Chiffre d'affaires (millions $) 1251 112 12 % 3062 3193 (4) %
Marge brute (millions $) 16 18 (11) % 38 52 (27) %
Marge brute (%) 13 16 (19) % 12 16 (25) %
1 Inclut des ventes de 0,5 million kgU et un chiffre d'affaires de 4 millions $entre nos segments uranium, services du cycle de combustible et NUKEM.
2 Inclut des ventes de 0,5 million kgU et un chiffre d'affaires de 4 millions $entre nos segments uranium, services du cycle de combustible et NUKEM.
3 Inclut des ventes de 0,7 million kgU et un chiffre d'affaires de 6 millions $entre nos segments uranium, services du cycle de combustible et NUKEM.

QUATRIÈME TRIMESTRE

Le chiffre d'affaires total a augmenté de 12 % en raison d'une hausse de 14 % du volume des ventes, partiellement compensée par une diminution de 2 % du prix de vente réalisé moyen.

Le prix de revient total (après dépréciation et amortissement) a augmenté de 17 % (109 millions $, comparativement à 93 millions $ pour le quatrième trimestre 2013), principalement en raison d'une augmentation de 14 % du volume des ventes et de 2 % du prix de revient unitaire moyen.

L'effet net a été une diminution de 2 millions $ de la marge brute.

INTÉGRALITÉ DE L'EXERCICE

Le chiffre d'affaires total a diminué de 4 % en raison d'une baisse de 12 % du volume des ventes, partiellement compensée par une augmentation de 9 % du prix de vente réalisé moyen.

Par rapport à l'exercice 2013, le prix de revient total des produits et services vendus (après dépréciation et amortissement) est resté relativement stable à 268 millions $, étant donné que la baisse de 12 % du volume des ventes a été compensée par une augmentation de 14 % du prix de revient unitaire moyen (après dépréciation et amortissement).

L'effet net a été une diminution de 14 millions $ de la marge brute.

Résultats concernant NUKEM

POINTS SAILLANTS TRIMESTRE
CLOS LE 31 DÉCEMBRE
VARIATION EXERCICE CLOS
LE 31 DÉCEMBRE
VARIATION
2014 2013 2014 2013
Ventes d'uranium (millions lb) 3,41 3,3 3 % 8,11 8,92 (9) %
Prix de vente réalisé moyen (CAD/lb) 52,12 41,84 25 % 44,90 42,26 6 %
Coût des produits vendus (après dépréciation et amortissement) 156 169 (8) % 327 445 (27) %
Chiffre d'affaires 1591 188 (15) % 3491 4652 (25) %
Marge brute 3 19 (84) % 22 20 10 %
Bénéfice net (6) 13 (146) % (3) 7 (143) %
Ajustements sur les instruments dérivés3 - (1) 100 % 2 (3) 167 %
Dépréciation des stocks de NUKEM (contrepassation) (après impôts) (2) (1) (100) % (4) 10 (140) %
Bénéfice net ajusté (perte)3 (8) 11 (173) % (5) 14 (136) %
1 Inclut des ventes de 1,1 million lb et un chiffre d'affaires de 43 millions $entre nos segments uranium, services du cycle de combustible et NUKEM.
2 Inclut des ventes de 0,6 million lb et un chiffre d'affaires de 23 millions $entre nos segments uranium, services du cycle de combustible et NUKEM.
3 Les ajustements reflètent les gains et pertes non réalisés sur les contrats de vente à terme de devises étrangères (voir la section sur les mesures non-IFRS).

QUATRIÈME TRIMESTRE

Au cours du trimestre clos le 31 décembre 2014, NUKEM a livré 3,4 millions lb d'uranium, ce qui représente une augmentation de 0,1 million lb par rapport à l'exercice 2013, en raison du calendrier imposé par les clients. Le chiffre d'affaires de NUKEM s'est élevé à 159 millions $, comparativement à 188 millions $ en 2013, en raison d'une baisse du cours au comptant de l'uranium par rapport à l'exercice précédent.

Le prix de revient unitaire de l'uranium vendu était plus bas en 2014, en raison de la baisse du cours au comptant.

L'effet net a été une diminution de 16 millions $ de la marge brute. En termes de pourcentages, la marge brute s'est élevée à 2 % au quatrième trimestre 2014, comparativement à 10 % pour la période comparable de l'exercice 2013.

Les frais administratifs ont augmenté au quatrième trimestre, en raison du calendrier des dépenses. En outre, la vente de stocks sur place lors de l'acquisition de NUKEM a entraîné une répartition du coût d'achat historique sur les ventes d'uranium durant le trimestre. En conséquence, la perte nette ajustée pour le quatrième trimestre 2014 s'est élevée à 8 millions $, comparativement au bénéfice de 11 millions $ enregistré en 2013 (voir la section sur les mesures non-IFRS).

INTÉGRALITÉ DE L'EXERCICE

Au cours de l'exercice 2014, NUKEM a livré 8,1 millions lb d'uranium, ce qui représente une diminution de 0,8 millions lb par rapport à l'exercice précédent, en raison de la faiblesse des conditions du marché. Le chiffre d'affaires issu de NUKEM a été de 349 millions $, c'est-à-dire inférieur de 25 % à celui enregistré en 2013, en raison de la diminution du volume des ventes et d'une baisse du prix réalisé dans un contexte de prix de marché plus faibles.

Le profit brut s'est élevé à 22 millions $, ce qui représente une augmentation de 2 millions $ par rapport à l'exercice 2013. Bien que le volume des ventes ait diminué, la marge brute de NUKEM a augmenté de 10 % par rapport à l'exercice 2013, en raison de l'augmentation généralisée des marges de vente et d'une dépréciation de 14 millions $ des stocks en 2013. En termes de pourcentages, le profit brut a été de 6 % en 2014, comparativement à 4 % lors de l'exercice précédent.

Après les frais administratifs, intérêts et impôts, le bénéfice net ajusté représente une perte de 5 millions $, comparativement à un bénéfice de 14 millions $ en 2013 (voir la section sur les mesures non-IFRS).

Nos activités

PART DE CAMECO(MILLIONS LB) TRIMESTRE CLOS LE 31 DÉCEMBRE EXERCICE CLOS
LE 31 DÉCEMBRE
2014 2013 2014 2013 PLAN 2014 1 PLAN 2015
McArthur River / Key Lake 4,4 4,0 13,3 14,1 12,8 13,7
Rabbit Lake 2,1 2,1 4,2 4,1 4,1 3,9
Smith Ranch-Highland 0,6 0,5 2,1 1,7 2,0 1,4
Crow Butte 0,2 0,2 0,6 0,7 0,6 0,3
Inkai 0,7 0,7 2,9 3,0 3,0 3,0
Cigar Lake 0,2 - 0,2 - 0,1 à 0,3 3,0 à 4,0
Total 8,2 7,5 23,3 23,6 22,6 à 22,8 25,3 à 26,3
1 Nous avons mis à jour notre plan 2014 initial pour McArthur River / Key Lake (de 12,8 à 13,1 millions lb) et pour Cigar Lake (de 0,1/0,3 à 1,0/1,5 million lb) dans notre rapport de gestion pour le troisième trimestre.

PERSPECTIVE DE PRODUCTION D'URANIUM

Nous veillons à nous positionner pour profiter de la future croissance à long terme que nous identifions au sein de notre secteur, tout en entretenant notre capacité à réagir en temps réel aux conditions du marché. Notre stratégie consiste à produire de manière rentable en suivant une cadence adaptée aux signaux du marché, en vue d'accroître notre valeur actionnariale à long terme.

Notre planification couvre les points suivants :

  • assurer une production fiable, ininterrompue et peu coûteuse sur notre site principal (McArthur River / Key Lake) et chercher à accroître cette production ;
  • assurer une production fiable, ininterrompue et peu coûteuse sur notre site d'Inkai ;
  • parvenir à augmenter progressivement la production à Cigar Lake ;
  • gérer nos autres installations de production et autres sources d'approvisionnement de manière à conserver suffisamment de flexibilité pour réagir aux signaux du marché et profiter des opportunités génératrices de valeur au sein de notre propre portefeuille et sur le marché de l'uranium ;
  • conserver l'avantage que nous confère nos coûts concurrentiels, en mettant l'accent sur l'exécution et l'excellence opérationnelle.

MCARTHUR RIVER

La production à McArthur River / Key Lake s'est élevée à 19,1 millions lb, notre part étant de 13,3 millions lb. Ce résultat est supérieur de 4 % à nos prévisions pour l'exercice, en raison d'un mois de production record à Key Lake en décembre. Cependant, la production annuelle s'est avérée inférieure de 6 % à celle de l'exercice 2013, en raison d'une interruption de travail qui a abouti à un arrêt non planifié des opérations pendant environ 18 jours au cours du troisième trimestre 2014.

En 2014, la CCSN a approuvé l'évaluation environnementale (EE) relative à l'extension de Key Lake, un projet qui consiste à augmenter notre capacité de traitement des résidus et notre taux nominal de production annuelle à Key Lake. Nous avons également reçu l'autorisation de rehausser le seuil de production à McArthur River. Les recommandations conditionnant cette autorisation d'activité autorisent désormais les opérations suivantes :

  • l'usine de Key Lake peut produire chaque année jusqu'à 25 millions lb (pleine production) ;
  • la mine de McArthur River peut produire chaque année jusqu'à 21 millions lb (pleine production).

Une fois l'EE approuvée et le projet d'extension de Key Lake achevé, la production de l'usine pourra être augmentée pour suivre de près la production de la mine de McArthur River.

Augmentation de la production à McArthur River

Nous avons porté le taux de production annuelle de McArthur River à 22 millions lb (pleine production). Après avoir reçu en 2014 l'autorisation de produire chaque année jusqu'à 21 millions lb (pleine production), nous avons décidé de déposer auprès de la CCSN une demande visant à étendre la production annuelle autorisée jusqu'à 25 millions lb (pleine production), afin de disposer d'une flexibilité adaptée à la capacité approuvée de l'usine de Key Lake. Cette demande a été déposée en janvier 2015.

En vue de maintenir ou d'accroître la production, nous devons continuer à opérer une transition vers de nouveaux domaines d'exploitation minière, à travers le développement de la mine et l'investissement dans les infrastructures de soutien. Notre planification couvre les points suivants :

  • obtention de toutes les autorisations réglementaires nécessaires ;
  • extension de l'usine de congélation et du réseau de distribution électrique ;
  • optimisation du système de ventilation de la mine ;
  • amélioration de notre circuit de déshydratation et développement de notre capacité de traitement de l'eau, tel que requis pour l'atténuation d'éventuelles pertes de capacité si l'extension de la mine devait entraîner une augmentation des volumes d'eau de fond ;
  • développement de la capacité des circuits de distribution de béton et de la capacité de traitement de l'usine.

Nouveaux domaines d'exploitation minière

Les nouvelles zones minières et l'augmentation de la production de la mine imposent une augmentation des capacités de ventilation et de congélation. En 2014, nous avons continué à améliorer notre infrastructure électrique en surface, dans le cadre de notre plan visant à répondre à ces besoins futurs.

Dans le domaine souterrain, nous avons commencé à forer dans le nord de la zone 4 au cours du quatrième trimestre 2014.

Projet d'extension de Key Lake et revitalisation de l'usine

L'usine de Key Lake est entrée en service en 1983 et nous continuons à mettre à niveau ses circuits au moyen de nouvelles technologies permettant de simplifier les activités et d'améliorer notre performance environnementale. Dans le cadre des mises à niveau, nous avons poursuivi la construction d'un nouveau circuit de calcination et prévoyons de le mettre en service en 2015.

Le plan de revitalisation devrait permettre à l'usine d'augmenter sa capacité de production annuelle d'uranium afin de suivre de près celle de la mine de McArthur River.

Capacités de traitement des résidus

Cette année, la CCSN a approuvé l'EE relative à l'extension de Key Lake, ce qui nous a permis de déposer une quantité plus importante de résidus dans l'installation de traitement des résidus de Deilmann. En matière de traitement des résidus, nous nous attendons maintenant à disposer de capacités suffisantes pour prendre en charge toutes les réserves minérales de McArthur River ainsi que ses ressources, même dans l'éventualité de leur conversion en réserves, tout en disposant d'une capacité supplémentaire de traitement du minerai issu des usines d'autres dépôts régionaux.

Relations professionnelles

La mine et l'usine ont enregistré une interruption de travail qui a abouti à un arrêt non planifié des opérations pendant environ 18 jours au cours du troisième trimestre 2014. Le 6 octobre 2014, les employés syndiqués de McArthur River et Key Lake ont accepté un nouveau contrat de quatre ans comportant une augmentation de salaire de 12 % pendant la période convenue. Le contrat précédent est arrivé à échéance le 31 décembre 2013.

CIGAR LAKE

La production totale à Cigar Lake s'est élevée à 340 000 lb, notre part étant de 170 000 lb.

Durant l'année, nous avons accompli les actions suivantes :

  • mise en service de la mine de Cigar Lake ;
  • mise en service du traitement du minerai dans l'usine AREVA de McClean Lake qui, au troisième trimestre, a produit le premier concentré d'uranium provenant de l'exploitation de Cigar Lake ;
  • poursuite de la congélation du sol depuis la surface en vue d'assurer la disponibilité du minerai congelé pour les prochaines années de production.

Dépenses (mention systématique de notre participation)

À la date de la première production en mars 2014, nous avons :

  • investi environ 1,2 milliard $ au titre de notre part des dépenses de construction en lien avec le développement de Cigar Lake ;
  • dépensé environ 91 millions $ en frais d'assainissement ;
  • dépensé environ 111 millions $ en frais de mise en attente.

Après la mise en service en mars, et jusqu'au 31 décembre 2014, nous avons dépensé :

  • 83 millions $ pour l'usine de McClean Lake ;
  • 16 millions $ en frais de mise en attente, qui ont été dépensés, avec cessation au 31 août 2014.

Des dépenses supplémentaires d'environ 60 à 70 millions $ seront nécessaires en 2015 pour poursuivre la montée en puissance de l'usine de McClean Lake.

En outre, au cours de l'exercice, nous avons dépensé :

  • 57 millions $ en charges d'exploitation ;
  • 21 millions $ au titre de l'achèvement de divers projets d'immobilisations sur le site ;
  • 39 millions $ consacrés au développement souterrain.

Certaines de ces dépenses ont été capitalisées tandis que d'autres ont été imputées aux stocks, selon la nature de l'activité.

Nous continuerons à capitaliser une partie des dépenses à Cigar Lake, jusqu'à ce que le seuil de production commerciale soit atteint. Le seuil de production commerciale sera atteint quand la direction estimera que la mine est en mesure de produire à un niveau constant ou selon une augmentation durable.

Pour 2015, nous avons planifié les actions suivantes :

  • entrer en phase de production commerciale ;
  • disposer de trois foreuses à jet en service souterrain ;
  • poursuivre la montée en puissance jusqu'au seuil de pleine production prévu de 18 millions lb (pleine production) d'ici à 2018.

Nous prévoyons que Cigar Lake produira 6 à 8 millions lb de matériau conditionné en 2015, notre part étant de 3 à 4 millions lb. En fonction de notre expérience opérationnelle et du niveau de productivité au cours de la montée en puissance, nous ajusterons nos plans de production annuels si nécessaire afin de pouvoir atteindre notre seuil de pleine production de 18 millions lb (pleine production) d'ici 2018.

INKAI

La production totale à Inkai s'est élevée à 5,1 millions lb, notre part étant de 2,9 millions lb. La production a été inférieure de 3 % à nos prévisions pour l'exercice et à notre production en 2013. Le site d'Inkai a connu des retards dans la mise en service de nouveaux champs de captage, en raison de chutes de neige anormalement abondantes et d'une fonte rapide au printemps 2014.

En 2012, nous avons conclu un protocole d'accord contraignant (MOA 2012) avec Kazatomprom, notre partenaire de coentreprise, afin d'encadrer les actions suivantes :

  • porter la production annuelle des blocs 1 et 2 d'Inkai à 10,4 millions lb (notre part étant de 5,2 millions lb) et la maintenir à ce niveau ;
  • prolonger jusqu'à 2045 la durée du contrat d'utilisation des ressources d'Inkai.

Kazatomprom vise un objectif stratégique consistant à développer des capacités de traitement d'uranium au Kazakhstan, afin de compléter ses activités principales d'extraction d'uranium. Son attention est maintenant portée principalement sur le raffinage de l'uranium, qui constitue une étape intermédiaire du processus de conversion. Un accord de coopération nucléaire entre le Canada et le Kazakhstan est en place, fournissant le cadre international nécessaire à l'obtention auprès des deux gouvernements des licences et permis nécessaires. Nous prévoyons de poursuivre l'expansion de la production à Inkai à un rythme adapté aux opportunités du marché. Les négociations avec Kazatomprom sont toujours en cours.

En 2014, dans le bloc 3, Inkai a poursuivi la construction de l'installation de lixiviation d'essai et des champs de captage d'essai, tout en continuant les travaux d'évaluation préliminaire du potentiel minéral selon les normes Kazakhstan. En 2015, Inkai devrait achever la construction de l'installation de lixiviation d'essai et poursuivre ses travaux d'évaluation définitive du potentiel minéral selon les normes Kazakhstan.

Nous estimons que la production totale des blocs 1 et 2 devrait s'élever à 5,2 millions lb en 2015, notre part étant de 3,0 millions lb. Nous envisageons de maintenir la production à ce niveau jusqu'à l'expansion potentielle prévue par le MOA 2012.

SERVICES DU CYCLE DE COMBUSTIBLE

Les services du cycle de combustible ont produit 11,6 millions kgU, ce qui est inférieur à nos prévisions de début d'exercice et inférieur de 22 % à l'exercice 2013. Il s'agit du résultat d'une décision visant à diminuer la production, en réaction à la faiblesse des conditions du marché.

En 2014, dans un contexte de faiblesse du marché pour la conversion de l'UF6, nous avons versé 18 millions $ à SFL afin d'être en mesure de résilier par anticipation notre accord portant sur les frais de conversion. La production pour Cameco à l'installation Springfields, au Royaume-Uni, a cessé le 31 août 2014, avant terminaison de l'accord le 31 décembre 2014.

Le projet « Vision in Motion » est entré en phase de faisabilité fin 2014. Nous poursuivrons en 2015 le processus d'autorisation auprès de la CCSN, nécessaire à l'avancement du projet.

Nous avons ramené notre objectif de production pour 2015 à une fourchette de 9 à 10 millions kgU, en réaction à la faiblesse des conditions du marché.

La convention collective actuelle pour nos employés syndiqués de CFM arrive à échéance le 1er juin 2015. Nous entamerons le processus de négociation début 2015.

Personnes qualifiées

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

McArthur River / Key Lake

  • David Bronkhorst, vice-président de l'exploitation minière et de la technologie chez Cameco
  • Les Yesnik, directeur général de Cigar Lake chez Cameco

Cigar Lake

  • Scott Bishop, directeur des services techniques chez Cameco

Inkai

  • Darryl Clark, directeur général de JV Inkai

AVERTISSEMENT CONCERNANT LES ÉNONCÉS PROSPECTIFS

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

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

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

Exemples de renseignements prospectifs contenus dans le présent document

  • L'affirmation selon laquelle nous continuons à percevoir une croissance future exceptionnelle ;
  • l'affirmation selon laquelle nous sommes convaincus que nous serons avantageusement positionnés pour bénéficier de cette demande croissante, lorsque le marché signalera un besoin accru en uranium ;
  • la présentation de l'évolution du marché en 2014 dans la section dédiée ;
  • nos attentes concernant les livraisons d'uranium au cours du premier trimestre 2015 et durant la totalité de l'exercice 2015 ;
  • nos perspectives consolidé pour l'exercice et nos perspectives concernant nos segments uranium, services du cycle de combustible et NUKEM pour 2015 ;
  • notre analyse de la sensibilité des prix pour notre segment de l'uranium ;
  • les versements et taux futurs en matière d'imposition ;
  • nos prévisions pour 2015, 2016 et 2017 en matière de dépenses en capital ;
  • la présentation de nos attentes concernant nos différends relatifs aux prix de transfert, y compris notre estimation du montant et du calendrier prévu pour les taxes en espèces et les pénalités sur les prix de transfert ;
  • nos futurs plans et attentes pour chacune de nos propriétés d'exploitation d'uranium et chacun de nos sites d'exploitation de services du cycle de combustible.

Risques importants

  • Le volume des ventes ou les prix du marché réels pour l'un ou l'autre de nos produits ou services sont plus faibles que prévus pour une raison quelconque, y compris les variations des prix du marché ou la perte de parts de marché au profit d'un concurrent ;
  • nous subissons les effets négatifs des fluctuations des taux de change, des taux d'intérêt ou des taux d'imposition ;
  • nos coûts de production sont plus élevés que prévu ou les approvisionnements requis ne sont pas disponibles, ou ne le sont pas à des conditions commercialement raisonnables ;
  • nos estimations relatives à la production, aux achats, aux coûts, aux frais de désaffectation ou de remise en état, ou des charges fiscales s'avèrent inexactes ;
  • nous sommes dans l'incapacité de faire respecter nos droits dans le cadre de nos accords, licences ou permis existants ;
  • nous faisons l'objet de procès ou d'arbitrages dont l'issue nous est défavorable, y compris si nous n'obtenons pas gain de cause dans le cadre de nos différends avec les autorités fiscales ;
  • nous ne parvenons pas à obtenir gain de cause dans le cadre de notre différend avec l'ARC et il en résulte une augmentation significative des impôts en espèces, des charges d'intérêts et des pénalités, dont le montant total dépasse le montant de notre provision pour impôts cumulative ;
  • il existe des vices ou des problèmes relatifs à nos titres de propriété ;
  • nos estimations des réserves et des ressources minérales sont inexactes ou nous devons faire face à des défis ou des conditions géologiques, hydrologiques ou opérationnels imprévus ou difficiles ;
  • nous sommes affectés par des risques de type environnementaux, sécuritaires et réglementaires, notamment des fardeaux ou des retards de réglementation ;
  • nous ne pouvons pas obtenir ou maintenir les autorisations ou permis requis par les autorités gouvernementales ;
  • nous sommes dans l'incapacité d'obtenir une prolongation de la durée du permis d'exploration du bloc 3 d'Inkai, qui arrive à échéance en juillet 2015 ;
  • nous sommes affectés par des risques politiques ;
  • nous sommes affectés par le terrorisme, le sabotage, les blocus, l'agitation civile, l'activisme social ou politique, un accident ou la détérioration de l'appui politique, ou de la demande, à l'égard de l'énergie nucléaire ;
  • nous sommes confrontés à des changements dans la réglementation ou dans la perception du public à l'égard de la sécurité des centrales nucléaires, ce qui complique considérablement la construction de nouvelles centrales, le renouvellement de permis relatifs aux centrales existantes, et altère la demande en uranium ;
  • des changements dans la réglementation ou les politiques gouvernementales nous portent atteinte, notamment les lois et politiques touchant le commerce et les impôts ;
  • nos fournisseurs d'uranium ne respectent pas leurs engagements de livraison ;
  • nos projets de développement, d'exploitation minière et de production à McArthur River sont retardés ou connaissent un échec pour quelque raison que ce soit ;
  • nos projets de développement, d'exploitation minière et de production à Cigar Lake sont retardés ou connaissent un échec, y compris en conséquence de toutes difficultés rencontrées autour de la méthode de forage par jet ou de la congélation du gisement en vue d'atteindre les objectifs de production, de l'impossibilité de mettre en service la troisième foreuse à jet à la date prévue en 2015 ou de la faire fonctionner comme prévu, ou de toute difficulté rencontrée avec les modifications ou l'extension de l'usine de McClean Lake ou le traitement du minerai à Cigar Lake ;
  • des phénomènes naturels, y compris les intempéries, les incendies, les inondations et les tremblements de terre, nous portent atteinte ;
  • nos activités d'exploitation sont perturbées à cause de problèmes liés à nos installations ou à celles de nos clients, de l'indisponibilité de réactifs, d'équipement, de pièces et d'approvisionnement essentiels à la production, d'une défaillance des équipements, du manque de capacité de résidus, de pénurie de main-d'œuvre, de questions liées aux relations du travail, de grèves ou de lock-outs, d'inondations souterraines, d'affaissements de terrain, de mouvements du sol, de défaillances des bassins de retenue des résidus, de perturbations ou d'accidents de transport ou d'autres risques liés au développement et à l'exploitation.

Hypothèses importantes

  • Nos prévisions relatives aux volumes des ventes et des achats, ainsi qu'aux prix de l'uranium et des services du cycle de combustible ;
  • nos attentes concernant la demande en uranium, la construction de nouvelles centrales nucléaires et le renouvellement de permis relatifs aux centrales existantes ne sont pas affectées plus négativement que prévu par les changements dans la règlementation ou dans la perception du public à l'égard de la sécurité entourant les centrales nucléaires ;
  • nos prévisions en matière de niveaux et de coûts de production ;
  • les hypothèses concernant les conditions du marché sur lesquelles nous avons fondé nos prévisions de dépenses d'investissement ;
  • nos attentes concernant les cours au comptant et les prix réalisés pour l'uranium et d'autres facteurs évoqués ci-dessus, à la section « Analyse de la sensibilité des prix : segment de l'uranium » ;
  • nos prévisions relatives aux taux d'imposition et aux paiements fiscaux, aux taux de change des devises étrangères et aux taux d'intérêt ;
  • nos prévisions quant à l'issue de nos différends avec les autorités fiscales ;
  • nos frais de désaffectation et de remise en état ;
  • nos estimations en matière de réserves et de ressources minérales, ainsi que les hypothèses sur lesquelles elles reposent, sont fiables ;
  • les conditions géologiques, hydrologiques et autres de nos mines ;
  • la réussite de nos projets de développement, d'exploitation minière et de production à McArthur River ;
  • nos plans de développement, d'exploitation minière et de production à Cigar Lake réussissent, y compris la mise en service tel que prévu en 2015 de la troisième foreuse à jet et son bon fonctionnement, la méthode d'extraction par forage à jet fonctionne tel que prévu et le gisement est congelé tel que prévu ;
  • la modification et l'extension de l'usine de McClean Lake sont achevées tel que prévu et l'usine est en mesure de traiter le minerai de Cigar Lake tel que prévu ;
  • la durée du permis d'exploration du bloc 3 d'Inkai est prolongée et n'arrive donc pas à échéance ;
  • notre capacité à continuer de fournir nos produits et nos services dans les quantités et délais convenus ;
  • notre capacité à respecter les exigences réglementaires actuelles et futures concernant l'environnement, la sécurité et autres, et aussi à obtenir et à maintenir les approbations règlementaires requises ;
  • nos activités ne sont pas perturbées de manière notable par une instabilité politique, des nationalisations, le terrorisme, des sabotages, des blocus, l'agitation civile, l'activisme social ou politique, des pannes d'équipement, des catastrophes naturelles, les agissements gouvernementaux ou politiques, des procédures contentieuses ou d'arbitrage, la non-disponibilité de réactifs, de pièces et approvisionnements d'exploitation essentiels à la production, un pénurie de main-d'œuvre, des problèmes de relations de travail, des grèves ou des blocages, des inondations souterraines, des affaissements de terrain, une défaillance des bassins de retenue des résidus, le manque de capacité des bassins de retenue des résidus, des perturbations ou des accidents, ou d'autres incertitudes de développement et d'exploitation.

Téléconférence

Nous vous invitons à participer à notre téléconférence relative au quatrième trimestre, le lundi 9 février 2015 à 11h (HNE).

Tous les investisseurs et les représentants des médias sont invités à y participer. Pour participer à la téléconférence, veuillez composer le (800) 769-8320 (Canada et États-Unis) ou le (416) 340-8530. Un préposé acheminera votre appel. Une retransmission audio en direct de la téléconférence sera accessible au moyen d'un lien affiché sur le site cameco.com. Vous trouverez ce lien sur notre page d'accueil le jour de la téléconférence.

Un enregistrement de la téléconférence sera disponible :

  • sur notre site Internet cameco.com peu après la téléconférence ;
  • en différé jusqu'au 15 mars 2015 à minuit (HNE), en composant le (800) 408-3053 (Canada et États-Unis) ou le (905) 694-9451 (code d'accès : 5846753#).

Informations supplémentaires

Notre rapport de gestion annuel pour 2014 et nos états financiers annuels vérifiés seront bientôt disponibles sur SEDAR (sedar.com), sur EDGAR (sec.gov/edgar.shtml) et sur notre site Internet (cameco.com). Notre notice d'information annuelle 2014 devrait être disponible plus tard, au cours du mois de février.

Profil

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

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

Renseignements

  • Cameco
    Relations avec les investisseurs :
    Rachelle Girard
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