Cameco
TSX : CCO
NYSE : CCJ

Cameco

05 nov. 2015 12h36 HE

Cameco présente ses résultats financiers pour le troisième trimestre

SASKATOON, SASKATCHEWAN--(Marketwired - 5 nov. 2015) -

  • hausse du chiffre d'affaires consolidé et de la marge brute pour le trimestre et les neuf premiers mois
  • baisse du bénéfice dans le segment de l'uranium pour le trimestre et les neuf premiers mois
  • perspective de ventes annuelles d'uranium confirmées
  • solide performance à Cigar Lake, augmentation de la fourchette de production annuelle prévue

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

Cameco (TSX:CCO) (NYSE:CCJ) a communiqué aujourd'hui ses résultats financiers et opérationnels consolidés pour le troisième trimestre terminé le 30 septembre 2015, conformément aux Normes internationales d'information financière (IFRS).

« Nos résultats pour le trimestre et les neuf premiers mois sont conformes aux prévisions », a déclaré Tim Gitzel, président et chef de la direction, « avec une proportion plus élevée de nos livraisons prévues pour le quatrième trimestre. »

« Nous avons continué de constater une offre excédentaire sur le marché, influant la demande et les prix, et même si nous ne pouvons pas contrôler le rythme de la reprise de l'industrie, nous pouvons nous assurer que notre société est prête, à chaque étape du parcours. Notre vision positive à long terme n'a pas changé, de sorte que nous nous préparons aujourd'hui pour le marché tiré par la demande que nous entrevoyons, en contrôlant nos coûts et en exploitant nos mines de façon sécuritaire et efficace. Ces mines continuent à produire d'excellents résultats, particulièrement celle de Cigar Lake, qui a déjà dépassé notre fourchette de production prévue pour 2015. L'exploitation minière à Cigar Lake, et nos autres actifs de classe mondiale, sont au cœur de notre stratégie visant à renforcer notre levier d'exploitation et à maintenir la souplesse nécessaire pour répondre rapidement lorsque le marché s'améliorera ».


POINTS SAILLANTS
TRIMESTRE
CLOS AU 30 SEPTEMBRE



PÉRIODE DE NEUF MOIS
CLOS AU 30 SEPTEMBRE


(EN MILLIONS $, SAUF MENTION CONTRAIRE) 2015 2014 VARIATION 2015 2014 VARIATION
Chiffre d'affaires 649 587 11 % 1779 1508 18 %
Marge brute 133 143 (7) % 415 386 8 %
Bénéfice net (perte nette) attribuable aux actionnaires (4 ) (146 ) 97 % 75 113 (34) %
$ par action ordinaire (après dilution) (0,01 ) (0,37 ) 97 % 0,19 0,28 (32) %
Bénéfice net ajusté (voir la section sur les mesures non-IFRS) 78 93 (16) % 193 207 (7) %
$ par action ordinaire (résultat ajusté et après dilution) 0,20 0,23 (13) % 0,49 0,52 (6) %
Flux de trésorerie provenant (utilisé dans) des activités (après variation du fonds de roulement) (121 ) 263 (146) % (53 ) 244 (122 )%

TROISIÈME TRIMESTRE

Pour ce trimestre, la perte nette attribuable aux porteurs d'actions était de 4 millions de dollars (0,01 dollar par action après dilution), comparativement à une perte nette de 146 millions de dollars (0,37 dollar par action après dilution) pour le troisième trimestre 2014. En plus des éléments mentionnés ci-dessous, notre perte nette a été affectée par des pertes évaluées à la valeur du marché sur des produits dérivés de change. Notre perte nette au troisième trimestre 2014 incluait la dépréciation de 184 millions de dollars de notre investissement dans GE-Hitachi Global Laser Enrichment et la dépréciation de 12 millions de dollars de notre investissement dans GoviEx Uranium Inc.

Sur une base ajustée, notre bénéfice s'est élevé ce trimestre à 78 millions $ (0,20 $ par action diluée), comparativement à un bénéfice de 93 millions $ (0,23 $ par action diluée) (voir la section consacrée aux mesures non-IFRS) pour le troisième trimestre 2014. Cette variation est principalement attribuable à :

  • une baisse de la marge brute dans le segment de l'uranium
  • une baisse du recouvrement d'impôt

En partie compensée par :

  • une marge brute plus élevée provenant de nos segments services du cycle de combustible et NUKEM

Voir Résultats financiers par segment ci-dessous pour obtenir de plus amples informations.

NEUF PREMIERS MOIS

Notre bénéfice net au cours des neuf premiers mois de l'exercice s'est élevé à 75 millions de dollars (0,19 $ par action après dilution) contre un bénéfice net de 113 millions de dollars (0,28 $ par action après dilution) au cours des neuf premiers mois de l'exercice 2014. En plus des éléments mentionnés ci-dessous, nos bénéfices nets ont été affectés par des pertes évaluées à la valeur du marché sur des produits dérivés de change. Nos résultats de 2014 incluaient en outre un gain de 127 millions de dollars sur la vente de notre participation dans BPLP, la dépréciation de 184 millions de dollars de notre investissement dans GE-Hitachi Global Laser Enrichment et la dépréciation de 12 millions de dollars de notre investissement dans GoviEx Uranium Inc.

Pour les neuf premiers mois de l'exercice, sur une base ajustée, notre bénéfice net s'est élevé à 193 millions de dollars (0,49 $ par action après dilution), contre un bénéfice net de 207 millions de dollars (0,52 $ par action après dilution) (voir la section sur les mesures non-IFRS) pour les neuf premiers mois de l'exercice 2014. Les principaux écarts comprennent :

  • une baisse de la marge brute dans le segment de l'uranium
  • une hausse des frais administratifs
  • un règlement favorable de 28 millions de dollars lié à un litige concernant un contrat d'approvisionnement à long terme avec un client de services publics enregistré dans le deuxième trimestre de 2014
  • une baisse du recouvrement d'impôt

En partie compensée par :

  • une marge brute plus élevée provenant de nos segments services du cycle de combustible et NUKEM
  • une diminution des pertes de placements comptabilisés

Le bénéfice net ajusté de 2014 a également été affecté par :

  • des frais de résiliation anticipée de 18 millions $ engagés en 2014 à la suite de la résiliation de notre accord de conversion en sous-traitance avec Springfields Fuels Ltd., qui devait expirer en 2016
  • des coûts de règlement de 12 millions de dollars liés au rachat anticipé de nos débentures de série C enregistrés en 2014

Voir Résultats financiers par segment ci-dessous pour obtenir de plus amples informations.

Mise à jour sur le marché de l'uranium

Au troisième trimestre, il n'y a pas eu de changements importants sur le marché en termes de volumes de contrats ou de prix. Les montants des opérations sur le marché au comptant ont correspondu à des niveaux normaux et les prix au comptant sont restés autour de 35 dollars américains. Cela est similaire au reste de l'année jusqu'à présent et est, selon nous, simplement une fonction de la surproduction actuelle sur le marché.

Le redémarrage des réacteurs au Japon demeure un important moteur du sentiment à court terme du marché et le premier de ces redémarrages a finalement été réalisé : l'unité 1 de Sendai, de Kyushu, a redémarré en août et l'unité 2 à la mi-octobre. Le redémarrage de trois autres réacteurs a été approuvé par les autorités de tutelle et vingt autres attendent une décision. Nous restons confiant qu'un grand nombre d'unités seront redémarrées au Japon au fils du temps, bien que le calendrier des processus d'approbation réglementaire et des redémarrages soit très difficile à prédire.

À plus long terme, des facteurs fondamentaux sous-tendent une perspective positive pour l'industrie. L'existence de 65 réacteurs actuellement en construction et des unités supplémentaires prévues au cours de la prochaine décennie, implique une augmentation de la demande d'uranium lorsque ces réacteurs entreront en service. La future production continuant à être affectée négativement par la conjoncture déprimée actuelle du marché, nous nous attendons à assister à une transition du marché actuel, caractérisée par une surproduction, vers un marché axé sur la demande, qui nécessite davantage de production primaire. Le rythme de ce rétablissement du marché dépendra de la croissance de la demande, combinée au calendrier, au développement et à la mise en œuvre de nouveaux projets d'approvisionnement, ainsi que du rendement durable des sources d'approvisionnement actuelles.

Avertissement concernant les informations prospectives relatives à notre mise à jour du marché de l'uranium

Cette discussion de nos prévisions sur l'industrie du nucléaire, y compris son profil de croissance, l'offre et la demande en uranium futures au niveau mondial, sont des informations basées sur des hypothèses et assujetties à des risques matériels discutés sous la rubrique Mise en garde à propos de l'information prospective ci-dessous.

Perspectives pour 2015

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

Notre prévision pour 2015 reflète les dépenses nécessaires pour nous permettre de réaliser notre stratégie. Nos perspectives pour la production d'uranium, le chiffre d'affaires de nos segments de l'uranium, des services du cycle de combustible et NUKEM, le coût unitaire pour NUKEM, notre taux d'imposition consolidé et nos dépenses d'investissement ont changé. Nous ne fournissons pas de prévisions pour les éléments du tableau comportant un tiret.

Voir ci-dessous Résultats financiers de 2015 par segment pour plus de détails.

PERSPECTIVE FINANCIÈRE POUR 2015
CONSOLIDÉ URANIUM SERVICES DU CYCLE DE COMBUSTIBLE NUKEM
Production - 27,3
millions de livres
9 à 10
millions kgU
-
Volume des ventes1 - 14,1 à 15,0 mille tonnes (31 à 33
millions de livres)
Diminution
5 à 10 %
3,2 à 3,6 mille tonnes (7 à 8
millions de livres U3O8
Chiffre d'affaires par rapport à 20142 Augmentation
5 à 10 %
Augmentation
5 à 10 %
3
Augmentation
5 à 10 %
Augmentation
30 à 35 %
Prix de revient unitaire moyen (après dépréciation et amortissement) - Augmentation
5 à 10 %4
Augmentation
5 à 10 %
Augmentation
15 % à 20 %
Frais administratifs directs par rapport à 20145 Augmentation
5 à 10 %
- - -
Dépenses d'exploration par rapport à 2014 - Diminution
5 à 10 %
- -
Taux d'imposition6 Récupération de
25 % à 30 %
- - -
Dépenses d'investissement 385 millions $ - - -
1 Notre prévision du volume des ventes 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 le chiffre d'affaires, 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 36,50 USD par livre (le cours au comptant de l'Ux le 26 octobre 2015), un indicateur de cours à long terme de 44,00 USD par livre (l'indicateur Ux à long terme au 26 octobre 2015) et un taux de change de 1,00 USD pour 1,25 $CA).
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 pendant le reste de l'année 2015 pourrait faire augmenter davantage le prix de revient unitaire des ventes.
5 Les frais administratifs directs ne comprennent pas les dépenses associées à la rémunération à base d'actions.
6 Notre prévision pour le taux d'imposition est fondé sur le bénéfice net ajusté.

Nous avons augmenté notre prévision de production d'uranium à une valeur de 27,3 millions de livres d'U3O8 (notre prévision précédente était entre 25,3 millions et 26,3 millions de livres) pour prendre en compte l'augmentation prévue de notre prévision de production à Cigar Lake/McClean Lake. Voir Mises à jour pour T3 2015 concernant l'uranium ci-dessous pour de plus amples informations.

Nos perspectives pour le chiffre d'affaires issu de l'uranium et le chiffre d'affaires issu des services du cycle de combustible ont changé et ont été remplacées par une augmentation de 5 % à 10 % dans chacun de ces segments (auparavant une augmentation jusqu'à 5 % dans chacun des segments) en raison des effets de change. Nous avons également ajusté nos prévisions pour le chiffre d'affaires issu de NUKEM pour prévoir une augmentation de 30 % à 35 % (auparavant une augmentation de 20 % à 25 %), en raison des effets de change. Toutefois, l'augmentation prévue du chiffre d'affaires est largement compensée par notre perspective ajustée concernant le coût unitaire des ventes de NUKEM, qui prévoit maintenant une augmentation de 15 % à 20 % (auparavant une augmentation de 5 % à 10 %), également en raison des effets de change.

Nous avons ajusté notre prévision pour le taux d'imposition consolidé à une récupération de 25 % à 30 % (notre prévision précédente était de 40 % à 45 %) en raison de l'impact attendu des changements dans les prévisions de chiffre d'affaires mentionnées ci-dessus, et d'un changement dans la répartition des bénéfices entre les juridictions.

Nous prévoyons désormais des dépenses d'investissement à hauteur de 385 millions $ (notre prévision précédente s'élevait à 405 millions $). La réduction est principalement attribuable au calendrier des dépenses des projets de Key Lake et de McArthur River, ainsi qu'à une réduction des dépenses prévues à Cigar Lake à la suite de modifications du plan de la mine, légèrement affectée par une augmentation des coûts à Inkai et dans nos opérations aux États-Unis, en raison des effets de change.

ANALYSE DE SENSIBILITÉ DU CHIFFRE D'AFFAIRES ET DU BÉNÉFICE

Pour le reste de 2015 :

  • une augmentation de 5 USD par livre à la fois du prix au comptant de l'Ux (36,00 USD par livre au 26 octobre 2015) et de l'indicateur du cours à long terme de l'Ux (44,00 USD par livre au 26 octobre 2015) ferait augmenter notre chiffre d'affaires de 22 millions $ et notre bénéfice net de 12 millions $ Inversement, une diminution de 5 USD par livre diminuerait le chiffre d'affaires de 19 millions $ et le bénéfice net de 9 millions $.
  • une variation d'un cent de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain ferait varier le bénéfice net ajusté d'environ 3 millions $, sachant qu'une diminution de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain aurait un impact positif

BÉNÉFICE NET AJUSTÉ (MESURES NON-IFRS)

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 radiations et recouvrements du prix d'achat des stocks de NUKEM, des impôts sur le revenu sur les ajustements, des charges de dépréciation sur les biens non productifs et du gain après impôts sur la vente de notre participation dans BPLP.

Le bénéfice net ajusté constitue une information supplémentaire non normalisée. Il ne doit 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.

Les tableaux ci-dessous rapprochent notre bénéfice net ajusté et notre bénéfice net.


TRIMESTRE
CLOS AU 30 SEPTEMBRE

PÉRIODE DE NEUF MOIS
CLOS AU 30 SEPTEMBRE

(MILLIONS $) 2015 2014 2015 2014
Bénéfice net (perte nette) attribuable aux actionnaires (4 ) (146 ) 75 113
Ajustements
Ajustements sur les instruments dérivés (avant impôts) 112 60 157 37
Recouvrement du prix d'achat des stocks de NUKEM - (2 ) (3 ) (2 )
Charges de dépréciation - 196 6 196
Impôts sur le revenu sur les ajustements (30 ) (15 ) (42 ) (10 )
Bénéfice issu de notre participation dans BPLP (après impôts) - - - (127 )
Bénéfice net ajusté 78 93 193 207

Activités abandonnées

Le 27 mars 2014, nous avons finalisé la vente de notre participation de 31,6 % dans la société en commandite accréditive BPLP, qui a été comptabilisée à partir du 1er janvier 2014. Le prix de vente global de notre participation dans BPLP et certaines entités connexes était 450 millions $. Nous avons réalisé un gain après impôts de 127 millions $ sur cette cession de participation. À la suite de la transaction, nous avons présenté les résultats de BPLP comme une activité abandonnée et nous avons révisé l'état des bénéfices, l'état du résultat global et les flux de trésorerie pour refléter le changement dans la présentation. Voir la Remarque 4 des états financiers intermédiaires pour de plus amples renseignements.

DIFFÉREND RELATIF AUX PRIX DE FACTURATION INTERNE

Nous fournissons des renseignements au sujet de notre différend sur nos prix de facturation interne à l'Agence du revenu du Canada (ARC) depuis 2008, lorsque ce différend est apparu et à l'Internal Revenue Service (IRS) des États-Unis depuis le premier trimestre 2015. 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 a également rattaché 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 existe un risque que nous ne réussissions pas à éliminer une 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 92 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 au 30 septembre 2015. Nous continuons à estimer que la résolution définitive de cette question n'affectera pas de manière significative notre situation financière, nos résultats d'exploitation et nos flux de trésorerie pendant l'année (les années) de résolution.

Pour les exercices 2003 à 2009, l'ARC a émis des avis de réévaluation 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 $. Nous nous attendons à recevoir la nouvelle valeur de la cotisation pour 2010 au cours du quatrième trimestre. L'ARC a par ailleurs émis des avis de réévaluation pour les pénalités concernant les prix de transfert pour les années 2007 à 2009, d'un montant de 229 millions de dollars. 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 229 millions $ en espèces au gouvernement du Canada, qui inclut les montants indiqués dans le tableau ci-dessous.


EXERCICE PAYÉ (MILLIONS $)
IMPÔTS
AU COMPTANT
INTÉRÊTS ET
PÉNALITÉS DE RETARD
PÉNALITÉS DE
FACTURATION INTERNE

TOTAL
Avant 2013 - 13 - 13
2013 1 9 36 46
2014 106 47 - 153
2015 (63) 1 79 17
Total 44 70 115 229

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 facturation interne pour les exercices postérieurs à 2009. En conséquence, nous estimons que les impôts en espèces et les pénalités relatives aux prix de facturation interne 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 facturation interne (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. Récemment, l'ARC a décidé d'interdire l'usage de tout report rétrospectif d'une perte pour compenser tout ajustement des prix de cession interne et ce, à partir de l'exercice fiscal 2008. Cela ne modifiera pas les montants totaux indiqués dans le tableau ci-dessous comme ayant été payés, sécurisés ou exigibles, mais cela modifiera la répartition entre les années. En vue de trouver une alternative au paiement comptant, nous prévoyons de fournir une garantie sous forme de lettres de crédit afin de satisfaire à nos exigences. Nous avons mis à jour le tableau ci-dessous pour refléter l'utilisation potentielle de lettres de crédit. 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, et prennent en compte l'ajustement prévu pour l'impossibilité d'utiliser des reports rétrospectifs de perte à partir de 2008. Nous mettrons à jour ce tableau chaque année pour inclure l'impact estimé des nouvelles cotisations prévues pour les exercices clos et 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 prix de facturation interne payés, garantis ou dus pendant la période1
Paiements au comptant 143 35 à 60 155 à 180 0 335 à 360
Lettres de crédit potentielles 0 255 à 280 95 à 120 15 à 40 380 à 400
Total payé 143 295 à 320 255 à 280 15 à 40 725 à 750
1 Ces montants n'incluent pas les intérêts et pénalités de retard, d'un montant total d'environ 70 millions $au 30 septembre 2015.

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 229 millions $ déjà payés à ce jour.

Nous nous attendons à ce que le procès pour les réévaluations des exercices fiscaux 2003, 2005 et 2006 commence dans la semaine du 26 septembre 2016 et se termine dans les quatre mois qui suivent. 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

Au cours du premier trimestre, nous avons reçu un rapport de l'agence des recettes (RAR) de l'IRS contestant le prix de facturation interne utilisé dans certaines transactions intersociétés se rapportant à l'exercice fiscal 2009 pour certaines de nos filiales américaines. Le rapport RAR répertorie les ajustements proposés par l'IRS et calcule l'impôt et les pénalités dus en fonction des ajustements proposés.

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 américaines 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 a proposé des pénalités d'environ 7 millions de dollars USD en liaison avec la réévaluation.

À l'heure actuelle, le rapport RAR 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 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 ceux effectués pour l'exercice 2009.

Nous considérons que les conclusions de l'IRS mentionnées dans le rapport RAR sont incorrectes et nous les contestons dans le cadre d'un recours administratif, au cours duquel nous ne serons pas tenus de procéder aux paiements au comptant. 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.

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 sujette à des risques importants présentés dans la section Mise en garde à propos des informations prospectives ci-dessous et aussi plus précisément sur les hypothèses et les risques énumérés 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 dans la mesure prévue.
  • nous pourrons appliquer des lettres de crédit dans la mesure prévue.
  • L'ARC cherchera à infliger des pénalités sur les prix de facturation interne (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 92 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 ou d'utiliser les lettres de crédit 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 facturation interne.
  • 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
Uranium
TRIMESTRE
CLOSE AU 30 SEPTEMBRE
PÉRIODE DE NEUF MOIS
CLOSE AU 30 SEPTEMBRE
POINTS SAILLANTS 2015 2014 VARIATION 2015 2014 VARIATION
Volume de production (millions lb) 8,2 5,4 52 % 18,7 15,1 24 %
Volume des ventes (millions lb)1 6,9 9,0 (23) % 21,2 23,3 (9) %
Cours au comptant moyen (USD/lb) 36,21 31,80 14 % 36,91 31,90 16 %
Cours à long terme moyen (USD/lb) 44,17 44,33 - 47,06 45,94 2 %
Prix de vente réalisé moyen (USD/lb) 43,61 45,87 (5) % 44,57 46,14 (3) %
(CAD/lb) 56,07 49,83 13 % 55,65 50,35 11 %
Prix de revient unitaire moyen (après dépréciation et amortissement) (CAD/lb) 40,16 35,09 14 % 39,13 34,81 12 %
Chiffre d'affaires (millions $)1 388 447 (13) % 1179 1171 1 %
Marge brute (millions $) 110 132 (17) % 350 362 (3) %
Marge brute (%) 28 30 (7) % 30 31 (3) %
1 Comprend les ventes et le chiffre d'affaires provenant des segments uranium, services du cycle de combustible et NUKEM (ventes de zéro livres et chiffre d'affaires zéro $au T3 2015, comparé à des ventes de 365 kilogrammes (802 000 livres) et un chiffre d'affaires de 28,0 millions $au T3 2014, des ventes de 6800 kilogrammes (15 000 livres) et un chiffre d'affaires de 5 millions $pour les neufs premiers mois de 2015, des ventes de 440 kilogrammes (967 000 livres) et un chiffre d'affaires de 5 millions $dans les neufs premiers mois de 2014).

TROISIÈME TRIMESTRE

Ce trimestre, les volumes de production étaient 52 % plus faibles qu'au troisième trimestre 2014, principalement en raison de la production à Cigar Lake et d'une augmentation de la production à McArthur River/Key Lake, Rabbit Lake et Inkai qui a été partiellement compensée par une diminution de la production de nos activités américaines. Voir Mises à jour pour T3 2015 concernant l'uranium ci-dessous pour de plus amples informations.

La baisse de 13 % dans le segment de l'uranium était le résultat d'une réduction de 23 % du volume des ventes, partiellement compensée par une augmentation de 13 % du prix moyen réalisé en dollars canadiens.

Le prix de vente réalisé moyen en dollar américain sur le prix réalisé a diminué de 5 % comparé à 2014, principalement en raison de la baisse des prix sur les contrats à prix fixe, tandis que le prix de vente réalisé en dollar canadien plus élevé ce trimestre a été le résultat de l'affaiblissement du dollar canadien par rapport à 2014. Ce trimestre, le taux de change sur le prix de vente réalisé moyen s'est élevé à 1,00 USD pour 1,29 CAD, comparativement à 1,00 USD pour 1,09 CAD durant le troisième trimestre 2014.

Le coût total des produits et services vendus (y compris dépréciation et amortissement) a diminué de 12 % (278 millions de dollars comparativement à 315 millions de dollars au premier trimestre 2014) en raison de la baisse de 23 % du volumes des ventes, partiellement compensée par une augmentation de 14 % du coût unitaire moyen des ventes. L'augmentation du prix de revient unitaire de nos ventes a principalement été le résultat d'une augmentation du volume de matériau acheté pendant le trimestre à un prix supérieur au coût moyen des stocks et une augmentation des coûts unitaires de production liée à un coût de production plus élevé à Cigar Lake durant la phase de mise en production.

L'effet net a été une diminution de 22 millions $ du bénéfice brut pour le trimestre.

NEUF PREMIERS MOIS

Le volume de production pour les neufs premiers mois de l'année était supérieur de 24 % à celui de l'année précédente en raison de l'ajout de la production de Cigar Lake et l'augmentation de la production à McArthur/Key Lake et Inkai, partiellement compensé par la baisse de production dans nos activités américaines. Voir Mises à jour pour T3 2015 concernant l'uranium ci-dessous pour de plus amples informations.

Le chiffre d'affaires provenant de l'uranium a augmenté de 1 % par rapport aux neuf premiers mois de 2014, en raison d'une augmentation de 11 % du prix de vente réalisé moyen en dollars canadiens, partiellement compensée par une baisse de 9 % du volume des ventes pendant les neuf premiers mois.

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, notre volume des ventes et notre chiffre d'affaires peuvent varier considérablement. Nous sommes en bonne voie d'atteindre nos objectifs de vente d'uranium pour 2015 et nous comptons donc livrer entre 10 millions et 12 millions de livres au quatrième trimestre.

Pour les neufs premiers mois de 2015, nos prix réalisés moyens en dollars canadiens étaient plus élevés qu'en 2014, principalement en raison de l'affaiblissement du dollar canadien comparé à 2014. Durant les neufs premiers mois de 2015, le taux de change sur le prix de vente réalisé moyen a été de 1,00 USD pour 1,25 CAD, contre 1,00 USD pour 1,09 CAD durant la même période en 2014.

Le prix de revient total (dépréciation et amortissement compris) a augmenté de 2 % (829 millions $, contre 810 millions $ en 2014) en raison d'une augmentation de 12 % du prix de revient unitaire, partiellement compensée par une diminution de 9 % du volume des ventes pendant les neuf premiers mois. L'augmentation du prix de revient unitaire de nos ventes a principalement été le résultat d'une augmentation du volume de matériau acheté pendant les neuf premiers mois à un prix supérieur au coût moyen des stocks et une augmentation des coûts unitaires de production liée à un coût de production plus élevé à Cigar Lake durant la phase de mise en production.

L'effet net a été une diminution de 12 millions de dollars du bénéfice brut pour les neuf premiers mois de l'exercice.

Nous sommes actifs sur le marché de l'uranium, achetant et vendant de l'uranium au comptant sur le marché et en vertu de contrats à long terme lorsque nous prévoyons que ce sera avantageux pour nous. Les achats sont affectés par le taux de change et peuvent, dans certains cas, exiger que nous payions des prix supérieurs ou inférieurs au prix au comptant actuel. Selon le volume et le prix de revient unitaire des achats au cours d'un trimestre, le coût moyen de notre inventaire peut être affecté, ce qui affecte également nos coûts de ventes.

Le tableau ci-dessous présente les coûts réels de l'uranium produit et acheté au cours des périodes de référence (il s'agit de mesures non-IFRS, voir les paragraphes au-dessous du tableau). 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 AU 30 SEPTEMBRE
NEUF MOIS
CLOS AU 30 SEPTEMBRE
(CAD/lb) 2015 2014 VARIATION 2015 2014 VARIATION
Matériau produit
Prix de revient décaissé 17,56 17,91 (2) % 22,97 21,19 8 %
Prix de revient sans décaissement 9,53 7,31 30 % 11,79 10,47 13 %
Coût total de production 27,09 25,22 7 % 34,76 31,66 10 %
Quantité produite (millions $) 8,2 5,4 52 % 18,7 15,1 24 %
Matériau acheté
Prix de revient décaissé 47,19 30,91 53 % 46,83 37,25 26 %
Quantité achetée (millions $) 2,7 1,8 50 % 9,3 3,4 174 %
Totaux
Prix de revient du matériau produit et acheté1, 2 32,07 26,64 20 % 38,77 32,69 19 %
Quantité de matériau produit et acheté (millions $) 10,9 7,2 51 % 28,0 18,5 51 %
1 Ce trimestre, le coût décaissé des matériaux achetés a été de 37,78 USD par livre, comparé à 27,98 USD par livre au cours de la même période en 2014. Au cours du troisième trimestre, le taux de change sur le prix moyen des achats était de 1,00 USD pour 1,25 CAD, comparativement à 1,00 USD pour 1,10 CAD durant le troisième trimestre 2014.
2 Pour les neufs premiers mois, le coût décaissé des matériaux achetés a été de 37,51 USD par livre, comparé à 33,89 USD par livre au cours de la même période en 2014. Durant les neufs premiers mois de 2015, le taux de change sur le prix de vente réalisé moyen a été de 1,00 USD pour 1,25 CAD, contre 1,00 USD pour 1,10 CAD durant la même période en 2014.

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 faciliter la compréhension de ces mesures, le tableau ci-dessous présente un rapprochement de ces mesures et de notre prix de revient unitaire pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de 2015 et 2014.

Rapprochement du prix de revient décaissé et du prix de revient total par livre
TRIMESTRE
CLOS AU 30 SEPTEMBRE
NEUF MOIS
CLOS AU 30 SEPTEMBRE
(MILLIONS $) 2015 2014 2015 2014
Prix de revient du matériau vendu 205,5 248,2 660,9 633,8
Plus / (moins)
Redevances (31,3 ) (21,5 ) (67,0 ) (56,7 )
Droits d'usage - (5,8 ) - (24,8 )
Autres coûts de vente (1,9 ) (1,2 ) (7,1 ) (6,7 )
Variation des stocks 99,1 (67,3 ) 278,1 (99,0 )
Charges d'exploitation décaissées (a) 271,4 152,4 864,9 446,6
Plus / (moins)
Dépréciation et amortissement 72,2 66,7 168,2 175,9
Variation des stocks 6,0 (27,3 ) 52,5 (17,7 )
Total des charges d'exploitation (b) 349,6 191,8 1085,6 604,8
Uranium produit et acheté (millions lb) (c) 10,9 7,2 28,0 18,5
Prix de revient décaissé par livre (a ÷ c) 24,90 21,17 30,89 24,14
Prix de revient total par livre (b ÷ c) 32,07 26,64 38,77 32,69
Services du cycle de combustible
(comprend les résultats pour l'UF6, l'UO2 et la fabrication de combustible)
TRIMESTRE
CLOS AU 30 SEPTEMBRE
NEUF MOIS
CLOS AU 30 SEPTEMBRE
POINTS SAILLANTS 2015 2014 VARIATION 2015 2014 VARIATION
Volume de production (millions kgU) 0,6 1,1 (45) % 6,3 8,9 (29) %
Volume des ventes (millions kgU) 3,8 3,1 23 % 9,1 8,2 11 %
Prix de vente réalisé moyen (CAD/kgU) 22,22 23,11 (4) % 24,11 22,21 9 %
Prix de revient unitaire moyen (après dépréciation et amortissement) (CAD/kgU) 18,75 21,55 (13) % 19,71 19,46 1 %
Chiffre d'affaires (millions $) 83 71 17 % 220 182 21 %
Marge brute (millions $) 13 5 160 % 40 23 74 %
Marge brute (%) 16 7 129 % 18 13 38 %

TROISIÈME TRIMESTRE

Le chiffre d'affaires total pour le troisième trimestre de 2015 a augmenté à 83 millions $, comparé à 71 millions $ pour la même période de l'exercice précédent. Une augmentation de 23 % du volume des ventes a été partiellement compensée par une baisse de 4 % du prix de vente réalisé moyen, attribuable en grande partie à la composition des produits vendus, partiellement compensée par une baisse du dollar canadien par rapport à 2014.

Le coût total des produits et services vendus (dépréciation et amortissement compris) a augmenté de 6 % (70 millions $ comparativement à 66 millions $ au troisième trimestre 2014), principalement en raison d'une hausse du volume des ventes, partiellement compensée par une baisse du prix de revient unitaire moyen. En comparaison avec 2014, le prix de revient unitaire moyen était en baisse de 13 % en raison de la combinaison de produits des services du cycle de combustible vendus, partiellement compensée par une augmentation des coûts de production.

L'effet net a été une augmentation de 8 millions de dollars du bénéfice brut.

NEUF PREMIERS MOIS

Au cours des six premiers mois de l'exercice, le chiffre d'affaires total a augmenté de 21 % en raison d'une hausse de 11 % du volume des ventes et d'une hausse de 9 % du prix de vente réalisé, résultant d'une combinaison de la baisse du dollar canadien et de la combinaison des produits vendus.

Le prix de revient total (après dépréciation et amortissement) a augmenté de 13 % (180 millions $, comparativement à 159 millions $ pour l'exercice 2014), en raison d'une augmentation de 1 % du prix de revient unitaire moyen, qui a découlé de l'augmentation des coûts de production, partiellement mitigée par la combinaison de produits des services du cycle de combustible vendus.

L'effet net a été une augmentation de 17 millions $ de la marge brute.

NUKEM
TRIMESTRE
CLOS AU 30 SEPTEMBRE
NEUF MOIS
CLOS AU 30 SEPTEMBRE
POINTS SAILLANTS 2015 2014 VARIATION 2015 2014 VARIATION
Ventes d'uranium (millions lb)1 2,9 2,5 16 % 6,9 4,7 47 %
Prix de vente réalisé moyen (CAD/lb) 52,70 38,52 37 % 46,97 39,72 18 %
Coût des produits vendus (après dépréciation et amortissement) 170 88 93 % 326 171 91 %
Chiffre d'affaires (millions $)1 183 97 89 % 361 190 90 %
Marge brute (millions $) 14 9 56 % 35 19 84 %
Marge brute (%) 8 9 (11) % 10 10 -
1 Comprend les ventes et le chiffre d'affaires entre les segments uranium, services du cycle de combustible et NUKEM (130 000 livres en ventes et chiffre d'affaires de 6,0 millions $au T3 2015, zéro au T3 214, 873 000 livres en vente et chiffre d'affaires de 19,3 millions $pour les neuf premiers mois de 2015, zéro pour les neuf premiers mois de 2014).

TROISIÈME TRIMESTRE

Pendant le troisième trimestre de 2015, NUKEM a livré 680 tonnes (2,9 millions livres d'uranium, un volume en augmentation de 16 % par rapport à la même période de l'exercice précédent. Le pourcentage de profit bénéfice brut était de 8 % au troisième trimestre de 2015, une légère augmentation de 9 % par rapport au troisième trimestre 2014.

La marge brute était de 8 % pour les neuf premiers mois de 2015, a été inchangée par rapport à la même période en 2014. La répartition de l'achat historique de stocks sur place lors de l'acquisition de NUKEM a affecté les marges pour le trimestre.

L'effet net a été une augmentation de 5 millions $ de la marge brute.

NEUF PREMIERS MOIS

Au cours de la période de neuf mois close au 30 septembre 2015, NUKEM a livré 2830 tonnes (6,9 millions de livres) d'uranium, une augmentation de 47 %, en raison du calendrier exigé par les clients et d'une baisse générale des activités sur le marché au cours de l'exercice 2014. Le chiffre d'affaires total a augmenté de 90 %, en raison d'une augmentation de 47 % du volume des ventes et de 4 % du prix de vente réalisé moyen.

La marge brute était de 10 % pour les neuf premiers mois de 2015, inchangée par rapport à la même période en 2014. Une dépréciation des stocks de 6 millions $ est incluse dans la marge de 2014, par rapport à une récupération de 3 millions $ en 2015. La dépréciation en 2014 découlait d'une baisse du prix au comptant au cours de cette période.

L'effet net a été une augmentation de 16 millions $ de la marge brute.

Mises à jour sur l'uranium T3 2015

PRODUCTION D'URANIUM
TRIMESTRE
CLOS AU 30 SEPTEMBRE
PÉRIODE DE NEUF MOIS
CLOS AU 30 SEPTEMBRE
NOTRE PART (MILLIONS LB) 2015 2014 VARIATION 2015 2014 VARIATION PLAN 2015
McArthur River / Key Lake 3,9 3,1 26 % 9,5 9,0 6 % 13,7
Cigar Lake 1,8 - - 3,3 - - 5,0
Inkai 1,0 0,8 25 % 2,2 2,2 - 3,0
Rabbit Lake 1,1 0,9 22 % 2,2 2,0 10 % 3,9
Smith Ranch-Highland 0,3 0,5 (40) % 1,2 1,5 (20) % 1,4
Crow Butte 0,1 0,1 - 0,3 0,4 (25) % 0,3
Total 8,2 5,4 52 % 18,7 15,1 24 % 27,3

MCARTHUR RIVER/KEY LAKE

La production pour le trimestre a été 26 % plus élevée qu'à la même période de l'exercice précédent, et plus élevée de 6 % par rapport aux neuf premiers mois, en raison du calendrier des opérations d'entretien.

À Key Lake, la mise en service du nouveau four de calcination est en cours et devrait être terminée d'ici la fin de l'année. Le circuit de calcination existant restera en place jusqu'à ce que le nouveau système de calcination soit entièrement opérationnel. L'exploitation reste sur la bonne voie pour atteindre la production prévue pour 2015. Cependant, les contraintes opérationnelles du nouveau système de calcination nécessiteront des interruptions temporaires de la production au cours du quatrième trimestre, et la production de sortie de l'usine dépendra de la performance des systèmes de calcination.

CIGAR LAKE

Au cours du troisième trimestre, Cigar Lake a conditionné environ 3,6 millions de livres (sur base de 100 %, soit 1,8 millions de livres pour notre quote-part) de la production totale de 6,7 millions de livres (soit un équivalent de 3,3 millions de livres pour notre participation) à la fin septembre. En date de la fin du mois d'octobre, l'usine a emballé plus de 8 millions de livres (sur une base de 100 %) et a dépassé la fourchette de production prévue pour 2015.

Si la production se poursuit au rythme actuel, l'usine de traitement de McClean Lake pourrait produire plus de 10 millions de livres d'uranium emballé (sur une base de 100 %, soit 5 millions de livres pour notre quote-part) à Cigar Lake en 2015. Parallèlement à l'augmentation de la production à 8,2 mille tonnes (18 millions de livres) (taux de production : 100 %) d'ici 2018, les volumes pourraient de pas être linéaire d'année en année, mais varieront d'après notre expérience opérationnelle. Afin d'assurer l'exploitation la plus efficace possible de la mine et de l'usine tout au long de l'année, nous devrons gérer de manière continue l'approvisionnement en minerai et, par conséquent, pourrions interrompre et reprendre l'extraction à plusieurs reprises pendant un trimestre, sans affecter la production annuelle prévue.

INKAI

La production pour le trimestre a été 25 % plus élevée que celle de la même période de l'exercice précédent, en raison du calendrier de développement des opérations de captage. La production demeure inchangée pour les neuf premiers mois de l'exercice, comparée à la même période de l'exercice 2014. Les opérations restent sur la bonne voie pour atteindre la production prévue pour 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 pour Cameco

CIGAR LAKE

  • Les Yesnik, directeur général de Cigar Lake 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 décrivons ci-dessous un certain nombre de ces risques importants. Nous vous recommandons également de consulter notre notice d'information annuelle ainsi que nos rapports de gestion du premier, du deuxième et du troisième trimestre, 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

  • Nos attentes concernant l'offre et la demande en d'uranium à l'échelle mondiale en 2015 et au-delà, y compris la discussion figurant dans la section Mise à jour sur le marché de l'uranium
  • nos perspectives consolidées pour l'exercice et nos perspectives concernant nos segments uranium, services du cycle de combustible et NUKEM pour 2015
  • Nos attentes concernant les livraisons d'uranium au cours du quatrième trimestre
  • nos futurs plans et attentes pour chacune de nos propriétés d'exploitation d'uranium et chacun de nos sites d'exploitation des 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 du taux de change en devises étrangères, 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 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, 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 ou de leurs fournisseurs, 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 prévisions concernant les prix au comptant et les prix de vente réalisés de l'uranium
  • nos prévisions relatives aux taux d'imposition et aux paiements fiscaux, aux taux de change en 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
  • la réussite de nos projets de développement, d'exploitation minière et de production à Cigar Lake, la réussite de la méthode de forage à érosion et des congélations de gisements conformément à nos prévisions
  • 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
  • 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 troisième trimestre, le lundi 2 novembre 2015 à 11 h (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 6 décembre 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 du troisième trimestre ainsi que nos états financiers intermédiaires sont accessibles sur notre site Internet (cameco.com), sur SEDAR (sedar.com) et sur EDGAR (sec.gov/edgar.shtml).

Des renseignements supplémentaires, y compris notre rapport de gestion annuel de 2014, nos états financiers annuels vérifiés et notre formulaire d'information, sont disponibles sur SEDAR (sedar.com), sur EDGAR (sec.gov/edgar.shtml) et sur notre site Internet (cameco.com).

Profil

Nous sommes l'un des plus importants producteurs d'uranium au monde, un important fournisseur de services de conversion et l'un des deux fabricants de combustible CANDU au Canada. Notre position concurrentielle repose sur notre participation majoritaire dans les plus grandes réserves à teneur élevée au monde, ainsi que 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 est situé 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 Energy GmbH, sauf indication contraire.

Renseignements

  • Personne-ressource auprès des investisseurs:
    Rachelle Girard
    (306) 956-6403

    Personne-ressource auprès des médias:
    Gord Struthers
    (306) 956-6593