Cameco annonce ses résultats financiers pour le quatrième

SASKATOON, SASKATCHEWAN--(Marketwired - 13 fév. 2014) -

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

performance solide au sein d'un marché faible
record de chiffre d'affaires annuel consolidé
excellents résultats dans le segment de l'uranium - records de chiffre d'affaires annuel et de prix de vente moyen
record de production trimestrielle et annuelle d'uranium
début du forage hydraulique dans le minerai de Cigar Lake
enregistrement d'une dépréciation de 70 millions de dollars de l'actif Talvivaara
annonce de la vente de notre participation dans Bruce Power Limited Partnership

Cameco (TSX:CCO) (NYSE:CCJ) a annoncé aujourd'hui ses résultats financiers et d'exploitation consolidés pour le quatrième trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2013, conformément aux Normes internationales d'information financière (IFRS).

« 2013 a été une année difficile, mais également une année durant laquelle Cameco a été, une fois de plus, en mesure de démontrer sa résilience et sa force », a déclaré Tim Gitzel, président et chef de la direction. « Nous avons été en mesure d'atteindre notre plus haut volume de production et d'enregistrer plusieurs résultats financiers records, malgré l'incertitude persistante qui entoure le marché de l'uranium.

Cette incertitude a duré plus longtemps que prévu et, cette année, nous avons abandonné notre objectif de 36 millions de livres produites d'ici à 2018. Bien que nous disposions encore d'un vaste portefeuille d'actifs à partir duquel nous pouvons augmenter notre production, le marché doit cependant nous inciter à agir en ce sens. Nous sommes convaincus du fait que ce changement confirmera que nous sommes suffisamment flexibles pour rester compétitifs, créer de la valeur pour nos actionnaires et générer un bénéfice lorsque le marché retrouvera sécurité et croissance sur le long terme. »

FAITS SAILLANTS (EN MILLIONS DE DOLLARS, À L'EXCEPTION DES MONTANTS PAR ACTION)			TRIMESTRE CLOS LE 31 DÉCEMBRE		ÉCART		EXERCICE CLOS LE 31 DÉCEMBRE		ÉCART
			2013	2012	ÉCART		2013	2012	ÉCART
Recettes			977	846	15	%	2 439	1 891	29	%
Marge brute			185	255	(27)	%	607	540	12	%
Bénéfice net attribuable aux porteurs d'actions			64	41	56	%	318	253	26	%
Montant en dollars par action ordinaire (basique et dilué)			0,16	0,10	60	%	0,81	0,64	27	%
Bénéfice net ajusté (voir non-IFRS)			150	233	(36)	%	445	434	3	%
Montant en dollars par action ordinaire (ajusté et dilué)			0,38	0,59	(36)	%	1,12	1,10	2	%
Flux de trésorerie issu des activités d'exploitation(après variations du fonds de roulement)			154	286	(46)	%	530	579	(8)	%
Prix de vente moyens	Uranium	USD/lb	47,76	49,97	(4)	%	48,35	47,72	1	%
Prix de vente moyens	Uranium	CAD/lb	49,80	49,37	1	%	49,81	47,72	4	%
	Services de combustible	CAD/kgU	17,24	17,16	-		18,12	17,75	2	%
	NUKEM	CAD/lb	41,84	-	-		42,26	-	-
	Électricité	CAD/MWh	54	54	-		54	55	(2)	%

Nos états financiers annuels 2013 ont été vérifiés. Cependant, les informations financières présentées pour l'exercice 2012 et le quatrième trimestre 2013 n'ont pas été vérifiées. Une copie de nos états financiers 2013 vérifiés est disponible sur notre site Internet à l'adresse cameco.com. Notre rapport de gestion annuel 2013 (RDG) sera publié sur notre site Internet le lundi 10 février 2014 avant l'ouverture des marchés.

À compter du premier trimestre 2013, l'IFRS 11 - Partenariats exige que nous comptabilisions notre participation dans Bruce Power Limited Partnership (BPLP) par mise en équivalence. Nos résultats pour l'exercice 2012 ont été révisés à des fins comparatives.

INTÉGRALITÉ DE L'EXERCICE

Notre bénéfice net attribué aux porteurs d'actions (bénéfice net) s'est élevé à 318 millions de dollars (0,81 dollar par action après dilution), comparativement à 253 millions de dollars (0,64 dollar par action après dilution) en 2012, principalement pour les raisons suivantes :

impact d'une dépréciation ponctuelle de 168 millions de dollars de notre participation dans le projet Kintyre en 2012
accroissement des bénéfices issus de notre activité de services de combustible en raison d'une augmentation des volumes et des prix de vente
diminution des dépenses d'exploration en raison d'une réduction de l'activité de notre projet Kintyre en Australie
augmentation des économies d'impôts liée à une baisse du bénéfice avant impôts au Canada

partiellement compensées par les éléments suivants :

baisse du bénéfice issu de notre activité d'électricité en raison d'une production plus faible, d'un prix de vente moyen inférieur et de coûts plus élevés
une dépréciation de 70 millions de dollars de notre actif Talvivaara en raison de sa faiblesse financière et de sa restructuration interne en cours
la hausse des pertes liées aux instruments dérivés de change en raison de l'affaiblissement du dollar canadien

Notre bénéfice ajusté s'est élevé à 445 millions de dollars (1,12 dollar par action après dilution) (voir mesure non-IFRS), comparativement à 434 millions de dollars (1,10 dollar par action après dilution) en 2012, principalement pour les raisons suivantes :

prise en compte de la marge brute de NUKEM
diminution des dépenses d'exploration en raison d'une réduction de l'activité de notre projet Kintyre en Australie
baisse des impôts

partiellement compensées par les éléments suivants :

baisse du bénéfice issu de notre activité d'électricité en raison d'une production plus faible, d'un prix de vente moyen inférieur et de coûts plus élevés

Voir nos Résultats financiers 2013 par segments pour obtenir de plus amples informations.

QUATRIÈME TRIMESTRE

Pour le quatrième trimestre 2013, notre bénéfice net s'est élevé à 64 millions de dollars (0,16 dollar par action après dilution), ce qui représente une hausse de 23 millions de dollars, comparativement à 41 millions de dollars (0,10 dollar par action après dilution) en 2012, principalement pour les raisons suivantes :

impact d'une dépréciation ponctuelle de 168 millions de dollars de notre participation dans le projet Kintyre au cours du quatrième trimestre 2012
baisse des dépenses d'exploration et des frais administratifs
augmentation des économies d'impôts

compensées par les éléments suivants :

baisse de la marge brute sur l'uranium en raison d'une réduction des volumes de ventes et d'une hausse du coût unitaire moyen des ventes
une dépréciation de 70 millions de dollars de notre actif Talvivaara en raison de sa faiblesse financière et de sa restructuration interne en cours
la hausse des pertes liées aux instruments dérivés de change en raison de l'affaiblissement du dollar canadien

Pour ce trimestre, notre bénéfice ajusté s'est élevé à 150 millions de dollars (0,38 dollar par action après dilution), comparativement à 233 millions de dollars (0,59 dollar par action après dilution) (voir mesure non-IFRS) pour le quatrième trimestre 2012, principalement pour les raisons suivantes :

baisse de la marge brute sur l'uranium en raison d'une réduction des volumes de ventes et d'une hausse du coût unitaire moyen des ventes

compensées par les éléments suivants :

baisse des dépenses d'exploration et des frais administratifs
augmentation des économies d'impôts

Voir nos Résultats financiers 2013 par segments pour obtenir de plus amples informations.

DÉPRÉCIATION DES ACTIFS NON-PRODUCTEURS

Au cours du quatrième trimestre 2013, nous avons enregistré une dépréciation de 70 millions de dollars liée à notre accord conclu avec Talvivaara Mining Company Plc. dans le but d'acheter de l'uranium produit dans la mine de nickel-zinc de Sotkamo, en Finlande. Cette dépréciation représente la totalité du montant de notre investissement, qui a été utilisé pour couvrir les coûts de construction, assorti du montant à rembourser au titre des livraisons de concentré d'uranium. Le montant de la dépréciation a été déterminé comme suit : excédent de valeur comptable par rapport à la juste valeur, diminué des frais de vente. En raison de la faiblesse de la situation financière de Talvivaara et de sa demande, auprès du gouvernement finlandais, de faire l'objet d'une restructuration industrielle, nous avons déterminé, en tant que créancier non garanti, la nullité du résultat de la juste valeur de l'actif diminuée des frais de vente et, en tant que tel, avons constaté une dépréciation du montant total de l'actif.

L'industrie de l'énergie nucléaire aujourd'hui

Les perspectives à long terme offertes à l'industrie de l'uranium demeurent très positives, malgré l'incertitude constatée actuellement dans ce secteur. Dans le contexte d'une nécessité mondiale croissante de sources d'énergie sûres, propres, fiables et étendues, l'énergie nucléaire continue de jouer un rôle important dans la diversité énergétique mondiale. Cette industrie doit s'efforcer de définir le cheminement et le calendrier de sa transition depuis un marché à court terme, qui s'avère actuellement stagnant et saturé, vers la promesse d'une croissance du nucléaire et de conditions positives à long terme pour le marché de l'uranium.

Les conditions de marché se sont dégradées en 2013 et nous estimons que cette incertitude pourrait se prolonger, en fonction du déroulement des événements. En particulier, le rythme plus lent que prévu du redémarrage des réacteurs japonais, l'arrêt inattendu de réacteurs aux États-Unis et plusieurs interruptions temporaires en Corée du Sud ont mené à une érosion de la demande. Pour aggraver le problème, le domaine de l'approvisionnement a affiché de bonnes performances : l'approvisionnement primaire est resté stable tandis que l'approvisionnement secondaire a légèrement augmenté, principalement en raison de la sous-alimentation des enrichisseurs. Ces conditions ont entraîné l'accroissement de l'excédent de stock post-Fukushima et l'apparition de nouvelles pressions visant à baisser les prix.

Cette dynamique de marché a également conduit à une réduction de l'activité de négociation des contrats de marché. Pour le moment, les services publics sont bien couverts par des contrats à long terme et n'envisagent pas d'acheter très prochainement. De même, les fournisseurs actuels semblent réticents à accepter des volumes de contrats significatifs aux prix actuels. Il en a résulté de très faibles niveaux de contrats à long terme en 2013, environ 10 % des estimations actuelles de la consommation annuelle du réacteur, ce qui a mis en évidence une crise courtoise entre acheteurs et vendeurs. Trouver le moyen de faire sortir les acheteurs et les vendeurs de cette impasse sera un facteur clé à déterminer afin d'accélérer le rythme de la reprise des transactions.

Au-delà des défis actuels du marché, l'année 2013 comportait plusieurs signes positifs à long terme. Au Japon, le processus de redémarrage du réacteur a été clarifié : l'Autorité de réglementation du nucléaire (NRA) a pris des mesures qui ont accru la stabilité règlementaire, sept services publics ont présenté des applications de redémarrage de 16 réacteurs et les entreprises japonaises visiblement confiantes ont dépensé des milliards de dollars pour améliorer leurs usines en prévision d'un environnement de redémarrage positif.

Concernant les autres régions, le remarquable programme de développement nucléaire de la Chine reste sur la bonne voie. Trois autres réacteurs ont été mis en service et quatre autres étaient déjà en construction en 2013. Le Royaume-Uni (RU) a également attiré l'attention de manière positive, suite à un accord de prestations soutenu par le gouvernement, dans le but de soutenir de nouvelles constructions avec la participation d'Électricité de France. Globalement, l'augmentation prévue du nombre de centrales nucléaires, de 433 (soit 394 gigawatts) aujourd'hui à 526 (soit 514 gigawatts) en 2023, illustre une future croissance prometteuse.

Il est également clair que cette croissance nécessitera de nouvelles sources d'approvisionnement en uranium alors que les ressources secondaires diminuent et que les conditions de marché actuelles ont entraîné le report ou l'annulation de plusieurs projets d'uranium. Les prix actuels sont insuffisants pour stimuler de nouvelles productions. La fin de l'accord commercial russe portant sur l'uranium hautement enrichi (UHE), retirant ainsi du marché un approvisionnement annuel de 24 millions de livres sterling, met en évidence la nécessité de mettre l'accent sur l'approvisionnement en uranium primaire à l'avenir. Le calendrier de cet approvisionnement nécessaire pourrait bien être interrompu à court terme en raison de l'accroissement de l'excédent en approvisionnement, mais il est évident que de la présentation de nouvelles offres deviendra indispensable au cours de cette décennie. Le développement et la mise en œuvre de nouveaux projets d'approvisionnement en uranium, ainsi que le maintien de l'activité de l'offre existante, joueront également un rôle important dans la détermination de la période et du rythme de la reprise du marché.

Notre stratégie

Notre stratégie reste axée sur la volonté de profiter de la croissance à long terme que nous anticipons dans notre secteur, tout en maintenant notre capacité à nous adapter continuellement selon l'évolution des conditions du marché. En raison de l'incertitude du marché qui persiste au-delà des prévisions, nous ajustons nos plans conformément à cet objectif.

Les difficultés du marché persistent depuis le début de l'année 2011 et nous prévoyons que la situation perdurera à court et moyen terme, en fonction des éléments suivants :

le rythme de redémarrage des réacteurs japonais
la durée nécessaire à la liquidation des surplus du marché
la reprise des contrats à long terme dans des volumes significatifs
le développement et la mise en œuvre de nouveaux projets d'approvisionnement en uranium
le maintien des performances de l'offre existante

Dans ce contexte, un objectif de production fixe n'est plus approprié. Bien que nous disposions encore d'un vaste portefeuille d'actifs susceptibles d'accroître notre capacité de production, nous avons estimé qu'une approche prudente consiste à abandonner notre objectif d'approvisionnement précédent de 36 millions de livres en 2018. Ce choix nous apportera une plus grande flexibilité afin d'offrir une valeur optimale au cours de cette période d'incertitude, tout en conservant la possibilité de réaliser un bénéfice lorsque le marché sera plus fiable, comme nous prévoyons qu'il le sera. À l'heure actuelle, notre stratégie consiste à produire de façon rentable et à un rythme déterminé selon les indicateurs du marché, afin d'accroître la valeur actionnariale à long terme.

Nous avons l'intention de mener les actions suivantes :

effectuer l'ensemble de nos activités en mettant l'accent sur la sécurité, le personnel et l'environnement
assurer la continuité de la production fiable et peu coûteuse de notre projet phare McArthur River/Key Lake et chercher à élargir la production
assurer la continuité de la production fiable et peu coûteuse d'Inkai
réussir à lancer puis augmenter la production de Cigar Lake
gérer le reste de nos installations de production et les sources potentielles d'approvisionnement de manière à conserver suffisamment de flexibilité pour répondre aux indicateurs du marché et profiter des opportunités d'ajout de valeur au sein de notre propre portefeuille et sur le marché de l'uranium
gérer et répartir notre capital de manière à équilibrer la croissance de la valeur de la société à long terme et le rendement pour nos actionnaires, tout en préservant notre solide bilan et notre cote de solvabilité

Perspectives pour 2014

Notre stratégie consiste à produire de façon rentable au rythme des indicateurs du marché, tout en maintenant notre capacité à nous adapter continuellement à l'évolution de notre environnement.

Nos perspectives pour 2014 reflètent les dépenses indispensables qui nous aideront à mettre en œuvre notre stratégie. Nous ne fournissons aucune perspective pour les éléments du tableau comportant un tiret.

Voir nos Résultats financiers par segments pour obtenir de plus amples informations.

PERSPECTIVES FINANCIÈRES POUR 2014

Sous réserve de clôture, nous avons vendu notre participation dans BPLP à compter du 31 décembre 2013 et nous ne fournirons plus de perspective pour le segment de l'électricité.

	CONSOLIDÉES	URANIUM	SERVICES DE COMBUSTIBLE	NUKEM
Production	-	23,8 à 24,3 millions de lb	13 à 14 millions de kgU	-
Volume des ventes	-	31 à 33 millions de lb	Baisse 5 à 10 %	9 à 11 millions de lb U₃O₈
Bénéfice par rapport à 2013	Hausse 0 à 5 %	Hausse 0 à 5 %¹	Baisse 5 à 10 %	Hausse 0 à 5 %
Coût unitaire moyen des ventes(y compris dépréciation et amortissement (D&A))	-	Hausse 0 à 5 %²	Hausse 0 à 5 %	Hausse 0 à 5 %
Frais administratifs directs par rapport à 2013³	Hausse 0 à 5 %	-	-	Hausse 0 à 5 %
Coûts d'exploration par rapport à 2013	-	Baisse 35 à 40 %	-	-
Taux d'imposition	Économie de 30 à 35 %	-	-	Dépense de 30 à 35 %
Dépenses en immobilisations	495 millions de dollars	-	-	-

¹ Basé sur un prix au comptant de l'uranium de 35,50 USD par livre (prix au comptant de l'Ux au 3 février 2014), un indicateur de prix à long terme de 50,00 USD par livre (indicateur Ux à long terme au 27 janvier 2014) et un taux de change de 1,00 USD pour 1,03 CAD.
² Cette hausse est calculée d'après le coût unitaire de vente des matériaux produits et les engagements d'achat à long terme. Si nous effectuons des achats discrétionnaires en 2014, alors le coût unitaire global des ventes devrait encore augmenter.
³ Les frais administratifs directs ne comprennent pas les charges de rémunération à base d'actions.

PERSPECTIVES CONSOLIDÉES

Nous prévoyons des recettes consolidées jusqu'à 5 % plus élevées en 2014, en raison d'une augmentation des prix de vente dans le secteur de l'uranium.

Nous estimons que les frais administratifs (hors rémunération à base d'actions) devraient être relativement stables (hausse de 0 à 5 %) par rapport à 2013, étant donné que les efforts de restructuration compensent l'inflation.

Nous pensons que les dépenses d'exploration devraient être inférieures d'environ 35 à 40 % à ce qu'elles étaient en 2013, notamment pour les raisons suivantes :

diminution des activités en Australie
réorganisation générale de notre portefeuille mondial d'exploration qui nous a permis de rester concentrés sur nos projets principaux en Saskatchewan

Nous avons conclu des ententes contractuelles visant à vendre la production d'uranium issue de nos activités minières canadiennes à une société de négoce et de commercialisation implantée dans une juridiction étrangère. Ces ententes étaient le reflet des marchés de l'uranium au moment de leur signature et présentent les risques et les avantages liés aux variations ultérieures des prix de l'uranium qui en résultent pour cette société de négoce et de commercialisation à l'étranger.

Sur la base d'un bénéfice net ajusté, nous prévoyons une économie d'impôts de 30 à 35 % en 2014 dans les segments de l'uranium, des services de combustible et de NUKEM, étant donné que le montant du revenu imposable au Canada devrait baisser. Sous réserve d'une résolution favorable de notre litige avec l'ARC, nous estimons que notre économie d'impôts devrait être reconduite, conformément aux perspectives pour 2014, jusqu'à ce que les ententes contractuelles mentionnées ci-dessus expirent en 2016. Au fur et à mesure de l'arrivée à échéance de ces ententes et de leur remplacement par de nouveaux contrats qui reflètent le marché de l'uranium au moment de leur signature, la charge d'impôt devrait augmenter avec le temps.

PERSPECTIVES POUR L'URANIUM

Nous envisageons de produire de 23 800 000 à 24 300 000 livres en 2014 et nous nous sommes engagés, en vertu de contrats à long terme, à acheter environ 2 millions de livres.

Au vu des contrats que nous avons conclus, nous nous attendons à fournir de 31 à 33 millions de livres de U₃O₈ en 2014. Nous estimons que le coût unitaire de vente devrait être jusqu'à 5 % plus élevé qu'en 2013, principalement en raison des coûts plus élevés des matériaux produits. En 2014, nous achèverons plusieurs projets d'investissement sur nos différents sites de production, notamment Cigar Lake. Une fois ces projets terminés, nous commencerons à déprécier les actifs, ce qui augmentera la portion non monétaire de nos coûts de production. En outre, jusqu'à ce que Cigar Lake atteigne la phase de pleine production, le coût au comptant du matériau produit par la mine sera plus élevé dans un premier temps. Si nous effectuons des achats discrétionnaires supplémentaires en 2014, alors le coût unitaire global des ventes devrait encore augmenter.

D'après les prix au comptant actuels, les recettes devraient être jusqu'à 5 % supérieures à ce qu'elles étaient en 2013, en raison d'une augmentation prévue du prix de vente.

Dans nos segments de l'uranium et des services de combustible, nos clients choisissent la période de l'année pendant laquelle ils recevront leurs livraisons. Nos schémas de livraison trimestriels sont le reflet de cette situation et, par conséquent, nos volumes de ventes et de recettes peuvent varier considérablement. Nous nous attendons à ce que les livraisons d'uranium pour le premier trimestre 2014 soient légèrement plus élevées que pour le premier trimestre 2013, avec environ 20 % des livraisons de l'année prévues au cours des trois premiers mois. Pour le reste de l'exercice 2014, les livraisons d'uranium devraient être plus lourdement pondérées (~60 %) pendant la deuxième moitié de l'année. Cependant, tous les avis de livraison n'ont pas été reçus à ce jour, ce qui pourrait modifier le schéma de livraison. Généralement, nous recevons les avis six mois avant la date de livraison demandée.

ANALYSE DE LA SENSIBILITÉ DES PRIX : URANIUM

Le tableau ci-dessous n'est pas une prévision des prix que nous prévoyons de constater. Nos prix de vente réels seront différents des prix indiqués dans le tableau. Ce tableau est conçu pour indiquer la façon dont le portefeuille de contrats à long terme que nous avons mis en place le 31 décembre 2013 peut s'adapter à différents prix au comptant. En d'autres termes, nous pratiquerions ces prix uniquement dans l'éventualité où ce portefeuille de contrats resterait le même qu'au 31 décembre 2013 et qu'aucune des hypothèses mentionnées ci-dessous ne changerait.

Nous avons l'intention de mettre à jour ce tableau chaque trimestre dans notre RDG, afin de tenir compte des livraisons effectuées et des changements apportés à notre portefeuille de contrats. En conséquence, nous prévoyons que ce tableau évoluera au fil des trimestres.

Estimations de la sensibilité du prix de vente de l'uranium selon diverses hypothèses de prix au comptant

(montants arrondis à 1,00 dollar près)

PRIX AU COMPTANT (USD/lb U₃O₈)	20 dollars	40 dollars	60 dollars	80 dollars	100 dollars	120 dollars	140 dollars
2014	45	48	55	62	69	76	81
2015	41	46	55	65	75	84	93
2016	42	47	57	68	78	88	96
2017	42	47	57	67	77	86	93
2018	43	49	58	68	78	86	93

Conforme à notre stratégie commerciale, ce tableau illustre la combinaison de contrats à long terme qui compose notre portefeuille au 31 décembre 2013. Il a été mis à jour pour refléter les livraisons faites et les contrats conclus jusqu'au 31 décembre 2013.

Notre portefeuille comprend une combinaison de contrats à prix fixe et liés au marché que nous sélectionnons selon un rapport de 40:60. Ceux qui sont fixés à des prix inférieurs ou présentent des seuils de prix bas génèreront des prix inférieurs aux prix actuels du marché.

Notre portefeuille est influencé par d'autres paramètres que le seul prix au comptant. Nous avons émis les hypothèses suivantes (qui ne constituent pas des prévisions) afin de générer ce tableau :

Ventes

volumes moyen de ventes de 30 millions de livres par an, avec des niveaux d'engagement jusqu'en 2016 supérieurs à ceux de 2017 et 2018

Livraisons

les livraisons comprennent les meilleures estimations de contrats d'approvisionnement et les contrats avec dispositions de volume flexibles
nous ajournons une partie des livraisons en vertu de contrats existants pour 2014

Inflation

1,5 % au Canada et 2 % par an aux États-Unis

Prix

l'indicateur moyen des prix à long terme est le même que le prix au comptant moyen sur la totalité de l'exercice (approche simplifiée à cette fin uniquement). Depuis 1996, l'indicateur de prix à long terme est en moyenne 17 % plus élevé que le prix au comptant. Cet écart a varié de manière significative. En supposant que le prix à long terme soit supérieur au prix au comptant, les prix mentionnés dans le tableau seront plus élevés.

REDEVANCES

Le 3 janvier 2014, le gouvernement de la Saskatchewan a publié des règlementations visant à mettre en œuvre les changements apportés au système de redevances de l'uranium de cette région initialement annoncé dans le budget provincial 2013.

Le gouvernement a modifié les redevances progressives pour passer d'un système basé sur les revenus à un système basé sur le profit modifié, avec effet rétroactif au 1er janvier 2013. Dans ce nouveau système, une redevance de 10 % sera prélevée sur le bénéfice jusqu'à 22 dollars/kg U₃O₈ (9,98 dollars/lb), ainsi qu'une redevance de 15 % sur la marge au-delà de 22 dollars/kg U₃O₈. La marge sera calculée comme suit : recettes minorées de certaines dépenses liées à l'exploitation, l'exploration, la mise en valeur et l'investissement (appliqué à la production d'uranium de la Saskatchewan). Dans le nouveau système, les dépenses d'exploration et en immobilisations seront déductibles à la discrétion du producteur.

Au cours de la période 2013-2015, des règles transitoires s'appliquent selon lesquelles seuls 50 % des dépenses d'investissement seront déductibles. Les 50 % restants seront accumulés et déductibles à partir de 2016. En outre, l'allocation de capital liée à Cigar Lake dans l'ancien système bénéficiera de droits acquis et sera déductible en 2016.

De plus, comme indiqué précédemment, la redevance de base nette (redevance de base de 5 % minorée du crédit de ressources de la Saskatchewan) a augmenté de 4,0 à 4,25 % à compter du 1er avril 2013. Hormis l'augmentation du taux, aucun changement n'a été porté au calcul de la redevance de base qui continue à être imposée par la province sur les recettes brutes issues de la vente de la production d'uranium de la Saskatchewan.

PERSPECTIVES À LONG TERME POUR LA PRODUCTION D'URANIUM

Bien que nous disposions d'un vaste portefeuille d'actifs susceptibles d'augmenter notre capacité de production, nous avons abandonné l'objectif d'approvisionnement du marché de 36 millions de livres d'ici à 2018, afin de pouvoir continuer à répondre aux indicateurs du marché. Il n'est par conséquent plus approprié de fournir des prévisions de production à long terme.

PERSPECTIVES POUR LES SERVICES DE COMBUSTIBLE

Pour 2014, nous prévoyons de produire 13 à 14 millions kgU et nous anticipons des volumes de ventes de 5 à 10 % inférieurs à ceux de 2013. Nos recettes globales devraient diminuer de 5 à 10 % en raison de cette réduction des volumes de ventes. Le coût unitaire des produits vendus (y compris D&A) devrait augmenter de 0 à 5 % et, par conséquent, la marge brute globale diminuera proportionnellement.

PERSPECTIVES POUR NUKEM

Une grande partie du prix d'achat de NUKEM était due à des stocks de combustible nucléaire et à l'acquisition du portefeuille de contrats de vente et d'achat. Les montants attribués aux stocks et aux contrats ont été calculés en fonction des valeurs du marché à la date d'acquisition. Ils seront déduits des bénéfices des périodes au cours desquelles les transactions connexes ont été effectuées. Le montant classé en écart d'acquisition correspond à la valeur attribuée aux capacités de gains futures estimées pour cette organisation. Il s'agit du potentiel de gains que nous estimons réalisable grâce à de nouveaux accords commerciaux. L'écart d'acquisition n'est pas amorti et est testé pour dépréciation au moins une fois par an.

Pour 2014, NUKEM prévoit de livrer entre 9 et 11 millions de livres d'uranium, ce qui entraînerait une augmentation du total des recettes pouvant atteindre 5 % de plus qu'en 2013. NUKEM prévoit d'engager des coûts administratifs similaires à ceux enregistrés en 2013. Le taux d'imposition effectif sur le revenu devrait rester dans la plage de 30 à 35 %.

DÉPENSES EN CAPITAL

Nous répartissons les dépenses en capital dans les catégories maintien, remplacement de capacité ou croissance. En tant que société d'exploitation minière, le capital de maintien englobe les montants que nous dépensons pour préserver l'état actuel de fonctionnement de nos installations, qui suivraient autrement une courbe de production en diminution progressive, tandis que le capital de remplacement de capacité est destiné à maintenir les niveaux actuels de production de ces opérations. Le capital de croissance est constitué des montants que nous investissons pour augmenter progressivement notre production et pour développer nos activités.

PART DE CAMECO (MILLIONS DE DOLLARS)		PRÉVISIONS 2013	RÉSULTATS 2013	PRÉVISIONS 2014
Capital de maintien
	McArthur River/Key Lake	55	64	30
	Cigar Lake	-	-	15
	Rabbit Lake	70	50	40
	ISR États-Unis	5	5	5
	Inkai	7	1	5
	Services de combustible	10	8	10
	Autre	23	9	10
Capital de maintien total		170	137	115
Capital de remplacement de capacité
	McArthur River/Key Lake	75	73	60
	Cigar Lake	-	-	25
	Rabbit Lake	5	3	15
	ISR États-Unis	30	22	20
	Inkai	20	16	15
Capital de remplacement de capacité total		130	114	135
Capital de croissance
	McArthur River/Key Lake	55	29	75
	ISR États-Unis	30	33	10
	Millennium	5	5	5
	Inkai	21	9	5
	Cigar Lake	260	284	145
	Services de combustible	4	2	5
Capital de croissance total		375	362	245
Talvivaara		10	10	-
Total des services de l'uranium et de combustible		685¹	623	495
Électricité (notre part de 31,6 % dans BPLP)		80	75	-

¹ Nous avons mis à jour l'estimation 2013 du coût de notre capital dans le RDG du T2, pour un montant de 685 millions de dollars.

Nos dépenses en capital ont été de 9 % inférieures à nos prévisions 2013, principalement en raison de variations à Rabbit Lake, Inkai, et McArthur River/Key Lake provoquées par une modification portée au calendrier des dépenses.

PART DE CAMECO (MILLIONS DE DOLLARS)	PRÉVISIONS 2015	PRÉVISIONS 2016
Total des services de l'uranium et du combustible	400 à 450	500 à 550
Capital de maintien	160 à 175	220 à 240
Capital de remplacement de capacité	150 à 170	165 à 175
Capital de croissance	90 à 105	115 à 135

Nous prévoyons pour 2014 une réduction d'environ 21 % du total des dépenses en capital liées aux services de l'uranium et de combustible.

Pour 2014, les principales dépenses de maintien, de remplacement de capacité et de croissance comprennent notamment :

McArthur River/Key Lake - Sur le site de McArthur River, le plus grand projet est la mise à niveau de l'infrastructure (environ 56 millions de dollars). Un développement de la mine est également prévu (environ 105 millions de dollars). Les autres projets comprennent notamment l'expansion de la capacité de congélation ainsi que d'autres acquisitions d'installations et d'équipements. Sur le site de Key Lake, des projets seront entrepris afin d'achever les travaux concernant le four de calcination et de mettre à niveau les services électriques du site.
Récupération in situ (ISR) aux États-Unis - La poursuite des travaux de développement de la mine de North Butte représente une grande partie de nos dépenses de construction de champs de captage aux États-Unis. L'installation de champs dans d'autres unités de la mine est également significative.
Rabbit Lake - À Eagle Point, la composante la plus importante est le développement de la mine (environ 24 millions de dollars), accompagné de mises à niveau et d'achats d'équipement miniers. Les travaux entrepris pour le remplacement de différentes installations et divers équipements de l'usine continueront également.
Cigar Lake - Le développement de la mine souterraine constitue la plus grande part du capital sur le site de Cigar Lake (environ 30 millions de dollars). L'achèvement de diverses installations de la mine se poursuivra en 2014, ainsi que l'acquisition d'équipements miniers, afin de progresser jusqu'à la pleine production. Notre part des coûts de modification de l'usine de McClean Lake devrait s'élever à environ 100 millions de dollars en 2014.

Nous avons estimé précédemment le coût annuel en capital de nos projets d'extension et de développement de nos friches industrielles entre 135 et 190 millions de dollars pour les trois prochaines années. Nous estimons actuellement que les coûts en capital de nos projets d'extension et de développement de nos friches industrielles devraient s'élever à environ 245 millions de dollars en 2014, en raison du retard de mise en service de la production de Cigar Lake et des coûts supplémentaires liés à l'usine de McClean Lake. Le capital de croissance annuel devrait donc être compris entre 90 et 135 millions de dollars en 2015 et en 2016.

L'abandon de notre objectif fixe de production nous permet de mieux adapter nos dépenses en capital aux indicateurs du marché. Alors que le marché commence à signaler la nécessité d'une nouvelle production, nous envisageons d'augmenter nos dépenses en capital afin de pouvoir figurer parmi les premiers à répondre à la croissance prévue.

Cette information concernant les dépenses en capital actuellement prévues pour des périodes futures est une information de nature prospective, basée sur des hypothèses soumises à des risques importants décrits ci-dessous. Nos dépenses en capital réelles pour les périodes futures pourraient être très différentes.

ACQUISITIONS ET CESSIONS

Le 9 janvier 2013, nous avons conclu l'acquisition de NUKEM en payant un montant total de 140 millions de dollars (USD) et en estimant sa dette nette à 111 millions de dollars (USD). Au cours du troisième trimestre 2013, dans le cadre de notre stratégie visant à nous concentrer sur les projets offrant le plus de certitude à court terme, nous avons cédé nos intérêts en Argentine et au Pérou et enregistré une perte de 15 millions de dollars.

Le 30 janvier 2014, nous avons signé un accord avec BPC Generation Infrastructure Trust afin de vendre notre part de commanditaire de 31,6 % dans BPLP et ses entités liées pour 450 millions de dollars. La date d'effet de la vente a été fixée au 31 décembre 2013. Nous devrions réaliser un bénéfice après impôts d'environ 129 millions de dollars dans le cadre de cette cession.

En vertu des accords régissant BPLP, les commanditaires disposent d'un droit de première offre concernant notre cession. La clôture de cette transaction est subordonnée à l'exécution ou à la renonciation du droit de première offre par les autres commanditaires et à la réception de certaines approbations règlementaires.

ANALYSE DE LA SENSIBILITÉ

Au 31 décembre 2013, chaque variation d'un cent de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain ferait varier nos recettes nettes pour 2014 d'environ 5 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 2014, une variation de 5 USD par livre du prix au comptant de l'Ux (35,50 USD par livre au 3 février 2014) et de l'indicateur du prix à long terme de l'Ux (50,00 USD par livre au 27 janvier 2014) pourrait modifier nos recettes de 67 millions de dollars et notre bénéfice net de 42 millions de dollars.

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 croyons que, en plus des mesures classiques préparées conformément aux normes IFRS, certains investisseurs utilisent ces informations pour évaluer notre performance. Le bénéfice net ajusté est notre bénéfice net attribuable aux porteurs d'actions, 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 de la dépréciation des actifs non producteurs et des stocks de NUKEM, des pertes liées aux actifs d'exploration et des impôts sur les ajustements.

Le bénéfice net ajusté constitue une information supplémentaire non normalisée et ne devrait pas être considérée isolément ou en tant que substitut aux informations financières préparées selon les normes comptables. D'autres sociétés pouvant calculer cette mesure différemment, il pourrait être impossible de la comparer directement à des mesures similaires présentées par lesdites sociétés.

Afin de faciliter la compréhension de ces mesures, le tableau ci-dessous rapproche notre bénéfice net ajusté de notre bénéfice net pour les exercices clos en 2013, 2012 et 2011, comme indiqué dans nos états financiers.

(MILLIONS DE DOLLARS)		2013		2012		2011
Bénéfice net attribuable aux porteurs d'actions		318		253		450
Ajustements
	Ajustements sur instruments dérivés¹ (avant impôts)	56		17		80
	Dépréciation des actifs non producteurs	70		168		-
	Dépréciation des stocks de NUKEM	14		-		-
	Pertes liées aux actifs d'exploration	15		-		-
	Impôts sur les ajustements	(28	)	(4	)	(21	)
Bénéfice net ajusté		445		434		509

¹ Nous n'appliquons pas de comptabilité de couverture à notre portefeuille de contrats de vente à terme de devises. 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.

DIVULGATION À L'ARC

Depuis 2008, l'Agence du revenu du Canada (ARC) conteste la structure de l'entreprise de commercialisation à l'étranger et la méthodologie de tarification des transferts connexes que nous avons utilisée dans le cadre de certains accords de vente ou d'achat d'uranium entre sociétés et émet des avis de nouvelle cotisation relatifs à nos déclarations de revenus pour les années 2003 à 2008. Nous estimons 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 (ou les années) de résolution.

La tarification des transferts est un domaine complexe du droit fiscal et il est difficile de prédire le dénouement d'une situation telle que la nôtre, car il n'existe que très peu de décisions judiciaires connues qui abordent la tarification des transferts au Canada. Toutefois, les autorités fiscales examinent généralement deux points :

la gouvernance (structure)
la tarification

Étant donné que la majorité de nos clients sont basés hors du territoire canadien, nous avons créé une filiale de commercialisation à l'étranger. Cette filiale a conclu des accords d'achat et de vente entre sociétés ainsi que des accords d'approvisionnement en uranium avec des tiers. Nous avons conclu des accords de tarification des transferts présentant un lien de dépendance, ce qui expose l'ensemble des parties aux risques et aux avantages qui leur reviennent dans le cadre de ce portefeuille de contrats d'achat et de vente.

En ce qui concerne les prix associés à ces contrats, ils sont généralement comparables à ceux établis pour les contrats de vente conclus à l'époque entre acheteurs et vendeurs sans lien de dépendance. Nous avons enregistré une provision d'impôt cumulative de 73 millions de dollars qui pourrait générer un contentieux, dans la mesure où notre prix de transfert pourrait se situer hors d'une plage de tarification appropriée aux contrats d'uranium pour la période 2003-2013.

Nous sommes persuadés que nous obtiendrons gain de cause. Cependant, pour les années 2003 à 2008, l'ARC a émis des avis de nouvelle cotisation concernant environ 2,0 milliards de dollars de revenus supplémentaires au titre de la fiscalité canadienne, ce qui se traduirait par une charge d'impôts connexe d'environ 590 millions de dollars. La Loi de l'impôt sur le revenu du Canada comprend des dispositions qui imposent à certaines sociétés de payer 50 % de la taxe de trésorerie, plus les intérêts et les pénalités liées au moment de la réévaluation. À ce jour et en vertu de ces dispositions, après application des déductions facultatives et des reports de pertes fiscales, nous avons été obligés de payer un montant net de 103 millions de dollars à l'ARC (59 millions de dollars au 31 décembre 2013 et 44 millions de dollars en janvier 2014), ce qui comprend les montants indiqués dans le tableau ci-dessous et décrits par la suite.

ANNÉE (MILLIONS DE DOLLARS)	TAXES DE TRÉSORERIE	PÉNALITÉS SUR LES INTÉRÊTS ET ACOMPTES PROVISIONNELS	PÉNALITÉS SUR LA TARIFICATION DES TRANSFERTS	TOTAL
Avant 2013	-	13	-	13
2013	1	9	36	46
2014	16	28	-	44
Total	17	50	36	103

environ 13 millions de dollars de pénalités sur les intérêts et acomptes provisionnels ont été payés avant 2013. Ces montants n'ont pas fait l'objet d'une présentation distincte car ils ne sont pas significatifs d'une année donnée.
environ 27 millions de dollars en janvier 2013, ce qui représente 50 % de la somme due au titre des montants réévalués en décembre 2012 - concernant ce paiement, 20 millions de dollars ont été remboursés au cours du deuxième trimestre 2013, lorsque l'ARC a conclu avoir réévalué des montants hors de la période d'examen admissible
environ 36 millions de dollars en décembre 2013, en raison d'une pénalité concernant une tarification de transfert d'un montant de 72 millions de dollars qui nous a été infligée au titre de l'année d'imposition 2007. Il s'agissait de la première pénalité sur tarification de transfert infligée depuis que l'ARC a commencé à émettre de nouvelles cotisations dans le cadre du contentieux sur la tarification des transferts.
environ 3 millions de dollars payés en 2013. Ce montant aurait été remboursable dans l'année, mais a été crédité aux montants réévalués en décembre 2013 (pour lesquels un paiement distinct a été effectué en janvier 2014).
environ 44 millions de dollars en janvier 2014, ce qui représente 50 % du montant réévalué dû en décembre 2013 et relatif à l'année d'imposition 2008.

D'après la méthodologie que l'ARC continuera vraisemblablement d'appliquer, et en prenant en compte le montant de 2,0 milliards de dollars déjà réévalué, nous nous attendons à recevoir des avis de nouvelle cotisation pour un total d'environ 5,7 milliards de dollars en revenu imposable au Canada pour les années 2003 à 2013, ce qui aboutirait à une charge d'impôts connexe d'environ 1,6 milliard de dollars. En outre, l'ARC pourrait continuer à appliquer des pénalités sur la tarification des transferts pour les années d'imposition postérieures à 2007. En conséquence, nous estimons que le total des taxes de trésorerie et des pénalités sur la tarification des transferts serait compris entre 1,25 et 1,3 milliard de dollars. De plus, nous estimons que des pénalités sur les intérêts et acomptes provisionnels pourraient être infligées et auraient un impact significatif sur Cameco. Nous serions tenus de remettre 50 % du total de la taxe de trésorerie et des pénalités sur la tarification des transferts (de 625 à 650 millions de dollars) assortis des pénalités sur les intérêts et les acomptes provisionnels connexes évaluées, ce qui affecterait considérablement Cameco.

En vertu de la législation fiscale fédérale et provinciale canadienne, le montant à verser chaque année dépendra du montant du revenu réévalué ladite année et de la disponibilité de déductions facultatives et de reports de pertes fiscales. Cependant, ce processus devrait suivre de manière générale le calendrier présenté dans le tableau ci-dessous.

31 DÉCEMBRE 2013 (MILLIONS DE DOLLARS)	2003-2013	2014-2016	2017-2023	TOTAL
50 % du total des taxes de trésorerie et des pénalités sur la tarification des transferts payables durant la période¹	37	250 à 275	325 à 350	625 à 650

¹Ces montants ne comprennent pas les pénalités sur les intérêts et acomptes provisionnels, qui totalisaient environ 22 millions de dollars au 31 décembre 2013.

D'après notre point de vue sur l'issue probable de cette affaire, tel que décrit ci-dessus, nous nous attendons à récupérer les sommes versées à l'ARC, y compris les 103 millions de dollars déjà payés à ce jour.

Le cas de la réévaluation de 2003 devrait faire l'objet d'un procès en 2015. Si ce calendrier est respecté, la Cour de l'impôt devrait émettre une décision en 2015 ou en 2016.

AVERTISSEMENT CONCERNANT LES INFORMATIONS PROSPECTIVES RELATIVES À NOTRE CONTENTIEUX FISCAL AVEC L'ARC

Cette discussion au sujet des attentes relatives à notre contentieux fiscal avec l'ARC et aux futures nouvelles cotisations émises par l'ARC, ce qui comprend les montants des futurs bénéfices imposables supplémentaires, la charge d'impôt supplémentaire, les taxes de trésorerie à payer, les pénalités sur la tarification des transferts et les pénalités sur les intérêts et acomptes provisionnels possibles et les virements de fonds connexes, ainsi que le calendrier de décision de la Cour de l'impôt, constitue une information de nature prospective basée sur des hypothèses soumises aux risques importants abordés dans la section Avertissement concernant les informations prospectives commençant ci-dessous, ainsi que sur les hypothèses et les risques plus spécifiques énumérés ci-dessous. Les résultats réels peuvent varier considérablement.

Hypothèses

ARC nous réévaluera pour les années 2009 à 2013 en utilisant une méthodologie similaire à celle employée pour les années 2003 à 2008, avec pour chaque année un décalage temporel similaire à ce qui a été constaté jusqu'à ce jour
nous pourrons appliquer des déductions facultatives et des reports de pertes fiscales dans la mesure prévue
l'ARC cherchera à imposer des pénalités sur la tarification des transferts (10 % de l'écart de revenu) en plus des pénalités sur les intérêts et les acomptes provisionnels
nous aurons résolu de manière très positive notre contentieux avec l'ARC et la provision d'impôt cumulative de 73 millions de dollars à ce jour sera suffisante pour satisfaire à toute dette fiscale résultant de l'issue du contentieux à ce jour

Risques importants qui pourraient amener nos résultats réels à différer sensiblement

L'ARC nous réévalue pour les années 2009 à 2013 en utilisant une méthodologie différente de celle employée pour les années 2003 à 2008, ou nous sommes dans l'incapacité d'utiliser des déductions facultatives et des reports de perte dans la mesure prévue, ce qui entraînerait une hausse des paiements en trésorerie à l'ARC en attente du résultat du contentieux
le décalage temporel des réévaluations de chaque année est différent de celui appliqué à ce jour
nous n'obtenons pas gain de cause et le résultat de notre contentieux avec l'ARC nous impose des taxes de trésorerie, des charges d'intérêts et des pénalités d'un montant total supérieur au montant de notre provision pour impôts cumulative, ce qui pourrait avoir une incidence très défavorable sur nos liquidités, notre situation financière, nos résultats d'exploitation et nos flux de trésorerie
les taxes de trésorerie à payer augmentent en raison d'ajustements imprévus effectués par l'ARC sans lien avec la tarification des transferts

Résultats financiers 2013 par segment

Uranium

FAITS SAILLANTS	TRIMESTRE CLOS LE 31 DÉCEMBRE		ÉCART		EXERCICE CLOS LE 31 DÉCEMBRE		ÉCART
FAITS SAILLANTS	2013	2012	ÉCART		2013	2012	ÉCART
Volume de production (millions de lb)	7,5	6,5	15	%	23,6	21,9	8	%
Volume des ventes (millions de lb)	12,7	14,5	(12)	%	32,8	32,9	-
Prix au comptant moyen (USD/lb)	35,03	42,46	(17)	%	38,17	48,40	(21)	%
Prix à long terme moyen (USD/lb)	50,00	58,50	(15)	%	54,13	60,13	(10)	%
Prix de vente moyen
(USD/lb)	47,76	49,97	(4)	%	48,35	47,72	1	%
(CAD/lb)	49,80	49,37	1	%	49,81	47,72	4	%
Coût unitaire moyen des ventes (CAD/lb) (y compris D&A)	37,94	32,85	15	%	33,01	32,09	3	%
Bénéfice (millions de dollars)	631	716	(12)	%	1 633	1 571	4	%
Marge brute (millions de dollars)	150	240	(38)	%	550	514	7	%
Marge brute (%)	24	34	(29)	%	34	33	3	%

QUATRIÈME TRIMESTRE

Les volumes de production de ce trimestre ont été 15 % plus élevés par rapport au quatrième trimestre 2012, principalement en raison de l'accroissement de la production à McArthur River/Key Lake, Rabbit Lake, Inkai et Smith-Ranch Highland avec la mise en service d'opérations satellites à North Butte.

Les recettes liées à l'uranium ont baissé de 12 % en raison d'une diminution de 12 % des volumes de ventes, ce qui représente la variance trimestrielle normale de notre calendrier de livraison.

Le prix de vente moyen a légèrement augmenté par rapport à 2012, malgré une baisse de 17 % du prix au comptant, en raison de la combinaison des livraisons contractuelles, de la hausse des prix en dollars américains dans le cadre des contrats à prix fixe et de l'effet de change. Durant le quatrième trimestre 2013, notre taux de change réalisé était de 1,04 dollar, comparativement à 0,99 dollar pour l'exercice précédent.

Le coût total des ventes (y compris D&A) a augmenté de 1 % (481 millions de dollars, comparativement à 476 millions de dollars en 2012). Cette augmentation résulte principalement d'une hausse de 15 % du coût unitaire moyen des ventes, compensée par une baisse de 12 % des volumes de ventes.

Le coût unitaire des ventes a augmenté en raison d'une hausse des provisions d'exploitation liées aux matériaux produits au cours du quatrième trimestre par rapport à la même période en 2012, et d'une augmentation du coût unitaire des matériaux achetés.

En 2013, nous avons acheté environ 10 millions de livres de matériaux dans le cadre de l'accord commercial portant sur l'UHE russe, ce qui est supérieur aux 7 millions de livres que nous achetions annuellement. Une partie de ces matériaux supplémentaires a été mise à disposition en vertu d'une option de cet accord à laquelle nous avons recouru en 2006. Selon l'accord, les prix de ces matériaux concernés par cette option étaient inférieurs au prix au comptant à la date de livraison. Nous avons reçu les matériaux de l'option au cours du quatrième trimestre, ce qui constituait notre achat final dans le cadre de l'accord commercial portant sur l'UHE russe.

En outre, au cours du quatrième trimestre, nous avons conclu des accords d'achat et de vente en miroir (back-to-back) qui, bien que rentables, nous imposaient d'acheter des matériaux à un prix supérieur au prix au comptant actuel.

L'effet net a été une diminution de 90 millions de dollars de notre marge brute pour le trimestre.

INTÉGRALITÉ DE L'EXERCICE

Les volumes de production en 2013 étaient 8 % supérieurs à ceux enregistrés en 2012, en raison de l'accroissement de la production de la quasi-totalité des sites par rapport à 2012. Voir Uranium - Aperçu de la production pour obtenir de plus amples informations.

Pour cet exercice, les recettes issues de l'uranium ont augmenté de 4 % par rapport à 2012, en raison d'une hausse de 4 % du prix de vente moyen en dollars canadiens. Bien que les prix au comptant et à long terme aient été inférieurs à ceux constatés en 2012, nos prix de vente moyens pour cet exercice ont augmenté principalement en raison de la combinaison de contrats, de la hausse des prix en dollars américains dans le cadre de contrats à prix fixe et de l'effet de change. Le taux de change réalisé a été de 1,03 dollar, comparativement à 1,00 dollar en 2012. Le prix au comptant de l'uranium s'est élevé en moyenne à 38,17 dollars (USD) par livre en 2013, ce qui représente une baisse de 21 % par rapport au prix moyen 48,40 dollars (US) par livre pour l'exercice 2012. Le coût total des ventes (y compris D&A) est resté stable par rapport à 2012 à 1,1 milliard de dollars, alors qu'une augmentation du coût unitaire moyen des ventes était compensée par des volumes de ventes légèrement inférieurs.

L'effet net a été une hausse de 36 millions de dollars de notre marge brute pour l'exercice.

Le tableau suivant présente les coûts de l'uranium produit et acheté engagés au cours des périodes de déclaration (mesures non-IFRS, voir ci-dessous). 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 coût des ventes rapporté.

		TRIMESTRE CLOS LE 31 DÉCEMBRE		ÉCART		EXERCICE CLOS LE 31 DÉCEMBRE		ÉCART
(CAD/LB)		2013	2012	ÉCART		2013	2012	ÉCART
Produit
	Coût monétaire	15,61	17,01	(8)	%	18,37	19,95	(8)	%
	Coût non monétaire	9,42	8,41	12	%	9,46	8,13	16	%
	Coût total de la production	25,03	25,42	(2)	%	27,83	28,08	(1)	%
	Quantité produite (millions de lb)	7,5	6,5	15	%	23,6	21,9	8	%
Acheté
	Coût monétaire	37,26	32,94	13	%	27,95	28,50	(2)	%
	Quantité achetée (millions de lb)	4,4	2,8	57	%	13,2	11,2	18	%
Totaux
	Coûts de la production et des achats	29,55	27,69	7	%	27,87	28,22	(1)	%
	Quantités de production et d'achat (millions de lb)	11,9	9,3	28	%	36,8	33,1	11	%

Le coût monétaire par livre, le coût non monétaire par livre et le coût total par livre de l'uranium produit et acheté mentionnés dans le tableau ci-dessus sont des mesures non conformes aux normes IFRS. Ces mesures ne présentent pas de signification normalisée ou de base de calcul cohérente selon les normes IFRS. Nous utilisons ces mesures à des fins d'évaluation de la performance de notre activité d'uranium. Nous estimons que, en plus des mesures classiques préparées conformément aux normes IFRS, certains investisseurs utilisent ces informations pour évaluer notre performance et notre capacité à générer un flux de trésorerie.

Ces mesures constituent une information supplémentaire non normalisée et ne devrait pas être considérée isolément ou en tant que substitut aux mesures de la performance préparées selon les normes comptables. Ces mesures ne sont pas nécessairement représentatives du bénéfice d'exploitation ou des flux de trésorerie issus de l'activité, comme établi selon les normes IFRS. D'autres sociétés pouvant calculer ces mesures différemment, il peut être impossible de les comparer directement à des mesures similaires présentées par lesdites sociétés.

Afin de faciliter la compréhension de ces mesures, le tableau suivant présente un rapprochement de ces mesures et de notre coût unitaire des ventes pour le quatrième trimestre de 2013 et de 2012 et pour les exercices clos en 2013 et en 2012, comme indiqué dans nos états financiers.

Rapprochement de la trésorerie et du coût total par livre

		TRIMESTRE CLOS LE 31 DÉCEMBRE				EXERCICE CLOS LE 31 DÉCEMBRE
(MILLIONS DE DOLLARS)		2013		2012		2013		2012
Coût des produits vendus		359,8		394,4		869,1		883,7
Hausse / (baisse)
	Redevances	(52,5	)	(51,7	)	(90,8	)	(116,0	)
	Coûts liés à l'attente	(11,1	)	(7,7	)	(37,4	)	(28,6	)
	Autres coûts de vente	(4,8	)	(3,3	)	(1,4	)	(6,2	)
	Variation des stocks	(10,3	)	(128,9	)	63,1		23,1
Charges d'exploitation monétaires (a)		281,1		202,8		802,6		756,0
Hausse / (baisse)
	Dépréciation et amortissement	121,2		82,1		212,9		172,9
	Variation des stocks	(50,7	)	(27,4	)	10,1		5,2
Total des charges d'exploitation (b)		351,6		257,5		1 025,6		934,1
Uranium produit et acheté (millions de lb) (c)		11,9		9,3		36,8		33,1
Coûts monétaires par livre (a ÷ c)		23,62		21,81		21,81		22,84
Total des coûts par livre (b ÷ c)		29,55		27,69		27,87		28,22

Résultats des services de combustible

(y compris les résultats pour l'UF₆, l'UO₂ et la fabrication du combustible)

FAITS SAILLANTS	TRIMESTRE CLOS LE 31 DÉCEMBRE		ÉCART		EXERCICE CLOS LE 31 DÉCEMBRE		ÉCART
FAITS SAILLANTS	2013	2012	ÉCART		2013	2012	ÉCART
Volume de production (millions de kgU)	2,7	3,3	(18)	%	14,9	14,2	5	%
Volume des ventes (millions de kgU)	6,5	6,0	8	%	17,6	16,4	7	%
Prix de vente (CAD/kgU)	17,24	17,16	-		18,12	17,75	2	%
Coût unitaire moyen des ventes (CAD/kgU) (y compris D&A)	14,42	14,06	3	%	15,16	15,24	(1)	%
Bénéfice (millions de dollars)	112	103	9	%	319	291	10	%
Marge brute (millions de dollars)	18	19	(5)	%	52	41	27	%
Marge brute (%)	16	18	(11)	%	16	14	14	%

QUATRIÈME TRIMESTRE

Le total des recettes a augmenté de 9 % en raison d'une hausse de 8 % des volumes des ventes.

Le coût total des ventes (y compris D&A) a augmenté de 9 % (93 millions de dollars, comparativement à 85 millions de dollars au quatrième trimestre 2012), principalement en raison d'une augmentation de 8 % des volumes des ventes.

L'effet net a été une diminution de 1 million de dollars de notre marge brute.

INTÉGRALITÉ DE L'EXERCICE

Le total des recettes a augmenté de 10 % en raison d'une hausse de 7 % des volumes des ventes et d'une hausse de 2 % du prix de vente.

Le coût total des produits et services vendus (y compris D&A) a augmenté de 7 % (267 millions de dollars, comparativement à 250 millions de dollars en 2012) en raison de l'augmentation des volumes des ventes.

L'effet net a été une augmentation de 11 millions de dollars de notre marge brute.

Résultats de NUKEM

NUKEM GmbH (NUKEM)

Le 9 janvier 2013, nous avons acquis NUKEM pour une contrepartie en espèces de 107 millions d'euros (140 millions USD). Nous avons également estimé la dette nette de NUKEM à environ 79 millions d'euros (104 millions USD).

Conformément à la convention d'achat, nous avons versé à Advent une contrepartie supplémentaire de 6 075 000 euros (7 808 000 dollars) qui représente une part des recettes de NUKEM pour l'exercice 2012. Aucun montant supplémentaire ne sera versé à Advent dans le cadre de cette transaction.

Pour des raisons comptables, le prix d'achat est affecté aux actifs et passifs acquis, en fonction de leur juste valeur à la date d'acquisition.

QUATRIÈME TRIMESTRE

Au cours du quatrième trimestre 2013, NUKEM a fourni 3,3 millions de livres d'uranium. Sur une base consolidée, NUKEM a contribué aux recettes à hauteur de 188 millions de dollars et à la marge brute à hauteur de 19 millions de dollars. Le bénéfice net ajusté s'est élevé à 11 millions de dollars (voir mesure non-IFRS). Au cours du trimestre, les activités d'exploitation de NUKEM ont fourni 9 millions de dollars en trésorerie, ce qui était inférieur aux prévisions en raison du calendrier d'achat d'un produit initialement prévu pour le début 2014 et survenu en décembre 2013.

INTÉGRALITÉ DE L'EXERCICE

Au cours de l'exercice 2013, NUKEM a fourni 8,9 millions de livres d'uranium. Sur une base consolidée, NUKEM a contribué aux recettes à hauteur de 465 millions de dollars et à la marge brute à hauteur de 20 millions de dollars. Le bénéfice net ajusté s'est élevé à 14 millions de dollars (voir mesure non-IFRS). La contribution de NUKEM à notre bénéfice a été affectée de manière significative par la comptabilisation du prix d'achat. Hors impact de la comptabilisation de cet achat, le bénéfice net ajusté de NUKEM (voir mesure non-IFRS) s'est élevé à 47 millions de dollars pour l'exercice. Les activités d'exploitation de NUKEM ont fourni 6 millions de dollars en trésorerie au cours de l'exercice 2013, comparativement à nos prévisions comprises entre 50 et 70 millions de dollars. Au cours du quatrième trimestre, nous avons conclu un achat de produit auparavant prévu pour le début 2014, ce qui a réduit les flux de trésorerie que nous avons présentés pour 2013 d'environ 55 millions de dollars.

L'uranium devant être acheté en vertu de dispositions contractuelles à prix fixe et les stocks existants à la date de l'achat ont été évalués d'après le prix au comptant à cette période. En raison de la baisse du prix au comptant constatée ces derniers mois, la valeur comptable de certaines quantités a dépassé leur valeur de vente estimée et nous avons enregistré une charge initiale de 17 millions de dollars (11 millions de dollars après impôts) ainsi qu'une réduction ultérieure de 3 millions de dollars (1 million de dollars après impôts).

Comme indiqué plus haut, la plupart des prix d'achat de NUKEM étaient attribuables aux stocks et au portefeuille de contrats. Concernant les stocks de combustible nucléaire, les quantités attribuées ont été établies d'après les valeurs de marché à la date d'achat. Étant donné que ces quantités sont livrées aux clients de NUKEM, nous ajusterons le coût des produits vendus afin de refléter leur valeur à la date d'achat, indépendamment des coûts habituels de NUKEM.

À la date de la convention d'achat, la conclusion des contrats de vente et d'achat de NUKEM aurait généré des avantages financiers importants. En conséquence, nous avons payé une prime dans le but d'acquérir ce portefeuille. En conséquence, une partie du prix d'achat a été allouée aux différents contrats. Dans notre comptabilité relative à NUKEM, nous amortirons les quantités attribuées au portefeuille au cours des périodes durant lesquelles NUKEM effectue des transactions dans le cadre des contrats correspondants. L'effet net est une réduction des marges bénéficiaires déclarées par rapport aux résultats de NUKEM. Nous prévoyons que la majorité de la somme allouée au portefeuille de contrats sera amortie en deux ans.

Résultats du segment de l'électricité

QUATRIÈME TRIMESTRE

Le total des recettes liées à l'électricité a diminué de 3 % ce trimestre en raison d'une baisse de la production. Les prix de vente reflètent les ventes au comptant, les recettes constatées au titre de l'accord de BPLP avec l'OEO, ainsi que les recettes issues des accords financiers. BPLP a déclaré des recettes de 212 millions de dollars ce trimestre en vertu de son accord avec l'OEO, comparativement à 198 millions de dollars au quatrième trimestre 2012. Les profits issus de l'activité sous contrat BPLP au quatrième trimestre 2013 se sont élevés à 17 millions de dollars, comparativement à 22 millions de dollars au quatrième trimestre 2012.

Le facteur de capacité a été 96 % ce trimestre, en baisse par rapport au quatrième trimestre 2012 (à 100 %). Le trimestre a totalisé sept jours d'arrêt non planifiés, comparativement à zéro jour d'arrêt au cours du quatrième trimestre 2012.

Les charges d'exploitation de 234 millions de dollars pour ce trimestre ont été similaires à celles enregistrées en 2012 (236 millions de dollars).

Le résultat du quatrième trimestre 2013 s'est élevé à 47 millions de dollars de bénéfice avant impôts (notre part), comparativement aux 46 millions de dollars de bénéfice avant impôts au quatrième trimestre 2012.

Au quatrième trimestre, BPLP a distribué 125 millions de dollars aux partenaires. Notre part s'est élevée à 40 millions de dollars. BPLP a levé 15 millions de dollars auprès des partenaires au quatrième trimestre. Notre part s'est élevée à 5 millions de dollars. Les partenaires ont convenu que BPLP distribuera mensuellement l'excédent de trésorerie et effectuera des appels de fonds distincts pour les grands projets d'immobilisations.

INTÉGRALITÉ DE L'EXERCICE

La baisse des résultats de BPLP en 2013 par rapport à 2012 sont en partie le résultat d'une diminution des recettes de 8 % par rapport à 2012 liée à une réduction de la production de 7 % et d'une chute de 2 % des prix de l'électricité réalisés. Le prix de vente moyen de BPLP reflète les ventes au comptant, les recettes constatées au titre de l'accord de BPLP avec l'Office de l'électricité de l'Ontario (OEO) et les recettes provenant des accords financiers.

BPLP a conclu un accord avec l'OEO en vertu duquel la production de chaque réacteur B est soutenue par un prix plancher (actuellement 52,34 dollars/MWh) qui est ajusté annuellement en fonction de l'inflation. Ce mécanisme de prix plancher et les paiements associés à BPLP concernant la production de chaque réacteur B individuel expireront à la date indiquée dans le contrat. Les dates d'expiration sont les suivantes : 30 juin 2019 pour l'unité B5, 30 avril 2020 pour l'unité B6, 31 août 2020 pour l'unité B7 et 31 décembre 2020 pour l'unité B8. Les recettes sont constatées mensuellement, en fonction de la différence positive existant entre le prix plancher et le prix au comptant. BPLP n'a pas à rembourser les recettes provenant de l'accord conclu avec l'OEO, dans la mesure où le prix plancher pour une année donnée dépasse le prix au comptant moyen pour ladite année.

L'accord prévoit également un paiement si la Société indépendante d'exploitation du réseau d'électricité (SIERE) réduit la production de BPLP en raison d'un approvisionnement de la production de base en Ontario plus élevé que nécessaire. Le montant de la réduction est considéré comme « production réputée », pour laquelle BPLP encaisse le prix au comptant ou le prix plancher, selon la valeur la plus élevée. La rémunération versée pour la production réputée reflète la capacité des unités B de Bruce à fournir de manière flexible une production destinée au marché de l'Ontario, ainsi que la nature relativement élevée des coûts fixes liés à cette activité. La production réputée était de 0,6 TWh en 2013 et de 0,4 TWh en 2012.

Au cours de l'exercice 2013, BPLP a enregistré des recettes de 698 millions de dollars dans le cadre de l'accord conclu avec l'OEO, comparativement à 773 millions de dollars en 2012.

BPLP a également conclu des accords financiers qui étaient le reflet des conditions de marché au moment de leur signature. BPLP encaisse ou paie la différence entre le prix contractuel et le prix au comptant. Au cours de l'exercice 2013, les profits issus de l'activité de négociation de contrats de BPLP se sont élevés à 59 millions de dollars, comparativement à 108 millions de dollars en 2012.

Le facteur de capacité de BPLP a été de 87 % en 2013, contre 94 % en 2012 en raison d'un nombre plus élevé de jours d'interruption dans le courant de l'exercice. En 2013 ont été constatés 140 jours d'interruption planifiés et 20 non planifiés, contre 46 jours d'interruption planifiés et 25 non planifiés en 2012.

En outre, la baisse des résultats de BPLP en 2013 par rapport à 2012 était en partie liée à la hausse de ses charges d'exploitation. Les charges d'exploitation de BPLP se sont élevées à 1,0 milliard de dollars cette année, comparativement à 945 millions de dollars en 2012 en raison des coûts d'entretien plus élevés encourus, principalement en raison d'un nombre de jours d'interruption planifiés plus élevé qu'en 2012.

L'effet net a été une diminution de notre part du bénéfice avant impôts de 31 %.

En 2013, BPLP a distribué 330 millions de dollars aux partenaires. Notre part s'est élevée à 104 millions de dollars. BPLP a levé 42 millions de dollars auprès des partenaires en 2013. Notre part s'est élevée à 13 millions de dollars. Les partenaires ont convenu que BPLP distribuera mensuellement l'excédent de trésorerie et effectuera des appels de fonds distincts pour les grands projets d'immobilisations.

Sous réserve de conclusion, nous avons vendu la totalité de notre participation dans BPLP et ses entités connexes à compter du 31 décembre 2013.

Opérations et projets de développement

Uranium - Aperçu de la production

PART DE CAMECO (MILLIONS DE LB)	TRIMESTRE CLOS LE 31 DÉCEMBRE		EXERCICE CLOS LE 31 DÉCEMBRE
PART DE CAMECO (MILLIONS DE LB)	2013	2012	2013	2012	PLAN 2013	PLAN 2014
McArthur River/Key Lake	4,0	3,5	14,1	13,6	13,6¹	13,1
Rabbit Lake	2,1	1,7	4,1	3,8	4,2	4,1
Smith Ranch-Highland	0,5	0,3	1,7	1,1	1,6¹	2,0
Crow Butte	0,2	0,2	0,7	0,8	0,7¹	0,6
Inkai	0,7	0,8	3,0	2,6	2,9	3,0
Cigar Lake	-	-	-	-	-¹	1,0 à 1,5
Total	7,5	6,5	23,6	21,9	23,2	23,8 à 24,3

¹ Nous avons mis à jour notre plan 2013 initial concernant McArthur River/Key Lake (de 13,6 à 13,2 millions de livres), ISR États-Unis (de 2,3 à 2,6 millions de livres) et de Cigar Lake (de zéro à 0,3 million de livres) dans notre RDG pour le T3.

MCARTHUR RIVER/KEY LAKE

La production totale de McArthur River/Key Lake s'est élevée à 20,1 millions de livres, ce qui représente la production annuelle la plus élevée au monde pour une installation d'uranium. Notre part de la production en 2013 s'est élevée à 14 100 000 millions de livres d'U₃O₈, soit 4 % de plus que nos prévisions pour l'exercice et 4 % de plus que la production annuelle en 2012.

À McArthur River et Key Lake, nous avons fourni des prestations en vertu de la clause de flexibilité de la production de nos permis d'exploitation. Les efforts en cours pour améliorer l'efficacité et la fiabilité de l'usine de Key Lake ont abouti à une performance record.

Le 29 octobre 2013, la CCSN a accordé le renouvellement de nos permis d'exploitation de McArthur River et de Key Lake. La validité de ces permis couvre la période du 1er novembre 2013 au 31 octobre 2023. Tant que la production annuelle moyenne ne dépasse pas 18,7 millions de livres, les clauses de flexibilité de la production mentionnées dans les manuels des conditions du permis d'exploitation permettent :

à l'usine de Key Lake de produire jusqu'à 20,4 millions de livres (à 100 %) par an
à l'usine de McArthur River de produire jusqu'à 21 millions de livres (à 100 %) par an

Notre production annuelle moyenne à McArthur River/Key Lake s'est élevée à 19,7 millions de livres au cours des cinq dernières années. En conséquence, nous avons limité la capacité de flexibilité restante en vertu des clauses de nos permis d'exploitation.

Expansion de la production à McArthur River

Un facteur limitant la production de la mine de McArthur River est le plafond de son permis d'exploitation fixé à 18,7 millions de livres (à 100 %) par an. Afin de conserver la possibilité de produire davantage, nous avons l'intention de demander un relèvement du plafond de production à 21 millions de livres (à 100 %) en 2014. Cette modification correspondrait au niveau de production maximal actuellement autorisé. Nous devrions recevoir en 2014 une décision au sujet de ce relèvement.

En outre, nous allons poursuivre le travail d'accroissement de notre capacité de production annuelle à 22 millions de livres (à 100 %) d'ici à 2018, sous réserve d'approbation réglementaire, tel que prévu dans la révision de notre plan d'exploitation minière 2012.

La CCSN nous a informés du transfert de notre évaluation environnementale, liée à la prévision d'augmentation de la production à 22 millions de livres, vers les processus d'octroi de permis et de mise en conformité de la CCSN, plutôt que vers le processus fédéral d'évaluation environnementale.

Afin de mettre en œuvre les augmentations de production prévues, nous devons poursuivre la réussite de notre transition vers de nouveaux domaines miniers, en développant nos mines et en investissant dans nos infrastructures de soutien. De plus, nous prévoyons de mener les opérations suivantes :

obtenir la totalité des autorisations réglementaires nécessaires, y compris à Key Lake, afin de nous assurer que l'usine puisse traiter l'intégralité du minerai extrait chaque année à McArthur River
développer les installations de congélation et les systèmes de distribution électrique
augmenter la ventilation par le fonçage d'un quatrième puits à l'extrémité nord de la mine
améliorer notre système de déshydratation et augmenter notre capacité de traitement de l'eau

Nous avons terminé l'installation de nos circuits de congélation périmétrique et de saumure dans la section d'excavation supérieure située dans le nord de la zone 4. Nous avons commencé à congeler le sol au cours du troisième trimestre 2013 et prévoyons de démarrer l'exploitation minière de la zone à la fin 2014.

En plus des travaux souterrains, nous avons continué à optimiser notre infrastructure électrique en surface afin de répondre aux futurs besoins d'accroissement des capacités de ventilation et de congélation associés à l'exploitation de nouvelles zones et à l'augmentation de la production de la mine.

Projet d'extension de Key Lake et relance de l'usine du site

L'usine de Key Lake a commencé à fonctionner en 1983 et dispose actuellement d'une autorisation de production annuelle de 18,7 millions de livres (à 100 %). La production de l'usine de Key Lake devrait suivre de près la production de McArthur River, sous réserve de la réception de l'approbation réglementaire. Dans le cadre de notre évaluation environnementale (EE) liée à l'extension de Key Lake, nous demandons l'approbation de l'accroissement de la capacité de production annuelle nominale de Key Lake à 25 millions de livres et de l'augmentation de notre capacité de traitement de résidus. En 2014, l'EE fédérale et provinciale devrait être achevée et une décision devrait être prise au sujet de ces augmentations.

Le plan de relance de l'usine comprend la mise à niveau des circuits à l'aide de nouvelles technologies afin de simplifier nos activités et d'améliorer notre performance environnementale. Les principales composantes d'un nouveau circuit de calcination ont été installées en 2013 et sa mise en service devrait être achevée en 2014. Dans le cadre de ce plan de relance, nous avons également remplacé la sous-station électrique existante afin de répondre aux futurs besoins en électricité.

Cette année, nous avons mené les opérations suivantes :

soumission de la déclaration définitive d'impact environnemental pour examen par les autorités de réglementation, assortie de projets d'obtention des autorisations règlementaires nécessaires en 2014
achèvement de l'aplanissement des parois des fosses de l'installation de gestion des résidus de Deilmann

En 2014, nous prévoyons de mener les opérations suivantes :

achever l'installation et la mise en service du nouveau four de calcination
améliorer les services électriques nécessaires à l'apport d'une capacité de génération d'électricité de secours pour le nouveau four de calcination chauffé électriquement

En 2014, nous prévoyons de conclure le processus réglementaire nécessaire à l'augmentation de la production annuelle de Key Lake à 25 millions de livres. Nous allons également demander l'autorisation de déposer davantage de résidus dans l'installation de gestion des résidus de Deilmann, ce qui offrirait une capacité en résidus potentiellement suffisante pour exploiter toutes les réserves et ressources (si elles devaient être converties en réserves) minérales connues à McArthur River, avec une capacité supplémentaire d'usinage à forfait du minerai provenant d'autres gisements de la région.

INKAI

La production de cette année a été légèrement supérieure à nos prévisions pour l'exercice et dépasse de 15 % la production enregistrée en 2012. Inkai ajouté de nouveaux champs de captage à ses installations de production, ce qui a augmenté la teneur de tête et a abouti à une plus grande production en 2013.

En décembre 2013, Inkai reçu l'approbation du gouvernement concernant un avenant au contrat d'utilisation des ressources, dans le but d'accroître la production des blocs 1 et 2 à 5,2 millions de livres (à 100 %). Notre part de la production annuelle à Inkai s'élève à 3,0 millions de livres lorsque l'usine de traitement fonctionne à pleine capacité.

En 2012, nous avons conclu un protocole d'accord contraignant (MOA 2012) avec Kazatomprom, notre partenaire de coentreprise, qui établit un cadre visant à :

accroître la production annuelle des blocs 1 et 2 d'Inkai à 10,4 millions de livres (notre part : 5,2 millions de livres) et la maintenir à ce niveau
prolonger la période de validité du contrat d'exploitation des ressources d'Inkai jusqu'en 2045

Kazatomprom poursuit un objectif stratégique qui vise à développer la capacité de traitement d'uranium au Kazakhstan dans le but de compléter ses principales activités d'extraction de l'uranium. Le MOA 2012 s'appuie sur le protocole d'accord non contraignant signé en 2007, qui visait à faire correspondre l'augmentation de la production annuelle avec le développement de la capacité de conversion de l'uranium. L'objectif principal de Kazatomprom est maintenant le raffinage de l'uranium, qui constitue une étape intermédiaire de son processus de conversion.

Nous envisageons de poursuivre l'accroissement de la production à Inkai à un rythme adapté aux opportunités du marché. Nous continuons à travailler sur une évaluation de l'augmentation de la production et, en décembre 2013, nous avons également terminé la première ébauche d'une étude de préfaisabilité (EPF) concernant la construction éventuelle d'une raffinerie d'uranium au Kazakhstan. Cameco et Kazatomprom vont déterminer si une étude de faisabilité est justifiée, en fonction des résultats fournis par l'EPF de la raffinerie. L'accès à l'étape de faisabilité nécessitera plusieurs autorisations gouvernementales concernant le transfert du Canada au Kazakhstan de notre technologie exclusive de raffinage de l'uranium. Le Canada et le Kazakhstan ont signé un ANC en 2013, établissant ainsi le cadre international nécessaire aux demandes de licences et de permis nécessaires auprès des deux gouvernements.

En 2013 et pour le bloc 3, Inkai a mené les opérations suivantes :

achèvement du forage d'exploration
poursuite de la construction de l'installation de lixiviation d'essai et des champs de captage d'essai
lancement des travaux d'évaluation du potentiel minéral selon les normes en vigueur au Kazakhstan

En 2014 et pour le bloc 3, Inkai prévoit de mener les opérations suivantes :

achever la construction de l'installation de lixiviation d'essai et des champs de captage d'essai
commencer l'exploitation des champs de captage d'essai et démarrer la production d'uranium avec l'installation de lixiviation d'essai
achever une évaluation préliminaire et continuer à travailler sur une évaluation finale du potentiel minéral selon les normes en vigueur au Kazakhstan

CIGAR LAKE

Durant l'exercice, nous avons mené les opérations suivantes :

achèvement de la construction et commencement de la mise en service de l'ensemble des infrastructures nécessaires au démarrage de la production de minerai
conduite d'essais concluants du système de forage à érosion (testé sur les déchets) et commencement de sa mise en service sur le minerai
poursuite de la congélation du sol depuis la surface, afin de nous assurer de disposer de minerai congelé pour les années de production futures

La CCSN a accordé un permis d'exploitation de l'uranium autorisant la construction et l'exploitation du projet Cigar Lake. La validité de ce permis couvre la période du 1er juillet 2013 au 30 juin 2021.

Au 31 décembre 2013, nous avions :

investi environ 1,1 milliard de dollars dans notre part des coûts de construction liés au développement de Cigar Lake
dépensé environ 86 millions de dollars en frais de remise en état
dépensé environ 100 millions de dollars en coûts liés à l'attente
dépensé environ 102 millions de dollars afin de commencer la mise en service

En août 2013, nous avons annoncé que notre part du coût en capital total de Cigar Lake devait augmenter de 15 à 25 %, en raison de la modification de la portée du projet, l'augmentation des coûts de la mine et de l'usine et l'inclusion de certains coûts d'investissement qui seront engagés après la première exploitation de minerai, car ces coûts n'avaient pas été pris en compte dans notre estimation précédente. Notre part totale du coût en capital de ce projet est estimée actuellement à 1,3 milliard de dollars (1,1 milliard auparavant), depuis le début de son développement en 2005. Afin de démarrer la production à Cigar Lake en 2014, nous estimons que notre part du coût en capital s'élèvera à environ 130 millions de dollars, dont 100 millions de dollars affectés à la modification de l'usine de McClean Lake. Des dépenses supplémentaires d'environ 35 millions de dollars seront nécessaires à l'usine de McClean Lake en 2015, afin de poursuivre la progression vers la pleine production. Notre part des frais liés à l'attente précédant la mise en production est complète cette année et estimée à environ 15 millions de dollars.

En 2014, nous prévoyons de mener les opérations suivantes :

mettre la mine en production au premier trimestre 2014
démarrer le traitement du minerai dans l'usine d'AREVA à McClean Lake à la fin du deuxième trimestre 2014

La mine de Cigar Lake devrait produire entre 2 et 3 millions de livres conditionnées (à 100 %) en 2014. En tirant parti de notre expérience en matière de mise en service et de progression, nous ajusterons nos plans en fonction des besoins, afin de pouvoir atteindre notre capacité de pleine production de 18 millions de livres (à 100 %) d'ici à 2018.

Compte tenu de l'ampleur de ce projet et de la complexité des méthodologies géologiques et minières, nous avons effectué des progrès considérables. Nous continuerons à développer cet actif d'une manière sûre et délibérée pour veiller à concrétiser les avantages économiques de ce projet.

SERVICES DE COMBUSTIBLE

Nos services de combustible ont produit 14,9 millions de kgU, ce qui est légèrement supérieur à notre plan pour le début de l'exercice et 5 % supérieur à l'exercice 2012, lorsque nous avons réduit la production pour nous adapter à la faiblesse du marché.

En juillet, les employés syndiqués de notre installation de conversion de Port Hope ont accepté de nouvelles conventions collectives d'une durée de trois ans, qui comprennent une augmentation de salaire de 6 % pendant la durée de validité desdites conventions.

En décembre 2012, le ministère canadien de l'Environnement a émis une décision favorable au sujet de l'évaluation environnementale concernant le nettoyage et la modernisation de l'installation de conversion de Port Hope (Vision in Motion, auparavant Vision 2010). En 2013, nous avons lancé auprès de la CCSN le processus d'octroi de permis, nécessaire à l'avancement du projet. Ce processus se poursuivra en 2014.

Au vu de la faiblesse du marché actuel de la conversion d'UF₆, notre contrat de conversion à forfait avec SFL ne devrait pas être reconduit au-delà de 2016. Si les conditions de marché s'améliorent au cours des prochaines années, nous pourrions envisager de reprendre nos discussions en vue de prolonger ce contrat.

Pour 2014, nous avons réduit notre objectif de production à une fourchette de 13 à 14 millions de kgU afin de nous adapter à la faiblesse du marché.

Personnes qualifiées

Les informations techniques et scientifiques concernant nos principales propriétés (McArthur River/Key Lake, Inkai et Cigar Lake) mentionnées dans le présent document ont été approuvés par les personnes suivantes, qui sont des personnes qualifiées selon la norme canadienne NI 43-101 :

McArthur River/Key Lake

David Bronkhorst, vice-président de l'exploitation minière et des technologies, Cameco
Les Yesnik, directeur général de Key Lake, Cameco

Cigar Lake

Scott Bishop, ingénieur minier principal du groupe technologique, Cameco

Inkai

Ken Gullen, directeur technique international, Cameco

Avertissement relatif aux informations prospectives

Le présent document contient des énoncés et des informations concernant nos attentes pour l'avenir. Lorsque nous présentons notre stratégie, nos plans, nos performances financières et techniques ou d'autres choses qui n'ont pas encore eu lieu, nous faisons des déclarations considérées comme des informations prospectives ou énoncés prospectifs en vertu des lois canadiennes et américaines sur les valeurs mobilières. Dans le présent document, nous y faisons référence sous le terme informations prospectives.

Éléments importants à comprendre au sujet des informations prospectives contenues dans le présent document :

Elles comprennent généralement des mots et des phrases concernant l'avenir, tels que : croire, estimer, prévoir, s'attendre à, planifier, avoir l'intention de, objectif, cible, projet, potentiel, stratégie et perspectives (voir les exemples ci-dessous).
Elles représentent nos opinions actuelles et peuvent varier de manière considérable.
Elles sont fondées sur un certain nombre d'hypothèses importantes, telles que celles énumérées ci-dessous, qui pourraient se révéler inexactes.
Les résultats et les événements réels peuvent être significativement différents de nos prévisions actuelles, en raison des risques liés à nos activités. Nous énumérons ci-dessous un certain nombre de ces risques importants. Nous vous recommandons également la lecture de notre notice d'information annuelle et de notre rapport de gestion les plus récents, comprenant une présentation des autres risques importants qui pourraient amener les résultats réels à différer de façon notable des résultats actuellement prévus.
Les informations prospectives sont conçues pour vous permettre de comprendre les opinions actuelles de la direction concernant nos perspectives à court et à long terme et peuvent ne pas convenir à d'autres fins. Nous ne mettrons pas nécessairement à jour ces informations, sauf si nous y sommes tenus de par les lois sur les valeurs mobilières.

Exemples d'informations prospectives contenues dans le présent document

nos attentes pour 2014 et l'avenir mondial de l'uranium en termes d'approvisionnement, de demande, de nombre de centrales nucléaires et de capacité de production nucléaire, ce qui comprend la présentation mentionnée dans la section L'industrie de l'énergie nucléaire aujourd'hui
la présentation mentionnée dans la section Notre stratégie, ce qui comprend notre estimation pessimiste du marché à court et moyen terme
nos perspectives consolidées pour l'exercice et les perspectives offertes à nos segments uranium, services de combustible et NUKEM pour 2014
nos prévisions en matière de livraisons d'uranium pour le premier trimestre et pour le reste de l'exercice 2014
les impositions et les taux d'imposition futurs
notre analyse de la sensibilité du prix de l'uranium
nos prévisions de dépenses en capital pour 2014, 2015 et 2016
nos attentes concernant notre contentieux fiscal avec l'ARC et les futures nouvelles cotisations imposées par l'ARC
la production envisagée en 2014 pour nos activités d'uranium
nos attentes et nos plans pour McArthur River/Key Lake, Inkai, Cigar Lake et nos sites d'exploitation des services de combustible

Risques importants

les volumes des ventes ou les prix du marché réels concernant l'un de nos produits ou services pourraient être inférieurs pour une raison quelconque à nos prévisions, ce qui comprendrait les variations des prix du marché ou la perte d'une part de marché au profit d'un concurrent
nous pourrions être défavorablement affectés par les variations des taux de change, des taux d'intérêt ou des taux d'imposition
nos coûts de production pourraient être plus élevés que prévu, ou des fournitures indispensables pourraient ne pas être disponibles ou être disponibles à des conditions déraisonnables d'un point de vue commercial
nos estimations en matière de production, d'achats, de coûts, de frais de démantèlement ou de remise en état ou de charge d'imposition pourraient se révéler inexactes
nous pourrions être dans l'incapacité de faire respecter nos droits légaux dans le cadre de nos accords, autorisations ou permis existants
nous pourrions être l'objet d'un contentieux ou d'un arbitrage dont l'issue pourrait être défavorable, ce qui comprend une défaite dans le contentieux qui nous oppose à l'ARC
il pourrait exister des manquements ou des vices affectant nos titres de propriété
nos estimations des réserves et des ressources minérales pourraient ne pas être fiables, ou nous pourrions être confrontés à des conditions géologiques, hydrologiques ou minières imprévues ou difficiles
nous pourrions être affectés par des risques environnementaux, sécuritaires ou règlementaires, ce qui comprend l'augmentation des charges ou des délais règlementaires
nous pourrions ne pas être en mesure d'obtenir ou de conserver les autorisations ou les autorisations gouvernementales nécessaires
nous pourrions être affectés par des risques politiques dans l'un des pays en voie de développement où nous opérons
nous pourrions être affectés pour des raisons de terrorisme, de sabotage, de blocages, de troubles civils, d'activisme social ou politique ou par un accident ou une détérioration de l'appui politique à l'énergie nucléaire ou à la demande en énergie nucléaire
nous pourrions être affectés par des changements de la règlementation ou de la perception du public de la sécurité des centrales nucléaires, qui pourraient nuire à la construction de nouvelles centrales, au renouvellement des permis des installations existantes et à la demande en uranium
il pourrait se produire des changements dans les règlementations ou les politiques gouvernementales qui pourraient nous nuire, ce qui comprend les lois et les règlementations fiscales et commerciales
nos fournisseurs d'uranium et de services de conversion pourraient ne pas parvenir à tenir leurs engagements de livraison
nos plans d'extraction ou de production à Cigar Lake pourraient être retardés ou échouer, notamment en raison de difficultés liées à la méthode de forage par érosion ou à la congélation du gisement en vue d'atteindre les objectifs de production, à la modification ou à la mise en service de l'usine de McClean Lake ou au broyage du minerai à Cigar Lake ou à notre incapacité à acquérir un équipement nécessaire au forage par érosion
nos plans de développement, d'exploitation ou de production à McArthur River pourraient échouer, pour quelque raison que ce soit
nous pourrions être affectés par des phénomènes naturels, tels que des intempéries, incendies, inondations ou tremblements de terre
nos activités pourraient être perturbées pour en raisons de problèmes affectant nos propres installations ou les installations de nos clients, de l'absence de réactifs, équipements, pièces de fonctionnement ou fournitures indispensables à la production, de l'insuffisance des équipements, du manque de ressources pour le traitement des résidus, de pénuries de main-d'œuvre, de conflits professionnels (ce qui comprend notre incapacité à renouveler les accords conclus avec les employés syndiqués de McArthur River ou de Key Lake), de grèves ou de lock-out, d'inondations souterraines, d'effondrement dans les mines, de mouvements de terrain, de rupture des bassins de retenue des résidus, d'interruptions ou d'accidents de transport ou d'autres risques liés au développement et à l'exploitation

Hypothèses importantes

nos attentes concernant les volumes et les prix de vente et d'achat de l'uranium, des services de combustible et de l'électricité
nos attentes concernant la demande en uranium, la construction de nouvelles centrales nucléaires et le renouvellement des permis d'exploitation des centrales nucléaires existantes ne seront pas affectées par des changements de la règlementation ou de la perception publique de la sécurité des centrales nucléaires
nos estimations du niveau et des coûts de notre production
les hypothèses concernant les conditions de marché sur lesquelles nous avons fondé l'estimation de nos dépenses en capital
nos attentes concernant les prix au comptant et les prix de vente de l'uranium et d'autres facteurs présentés dans Analyse de la sensibilité des prix : uranium
nos attentes concernant l'imposition et les taux d'imposition, les taux de change des devises étrangères et les taux d'intérêt
nos attentes concernant l'issue de notre contentieux avec l'ARC
nos dépenses de démantèlement et de remise en état
nos estimations des réserves et des ressources minérales et les hypothèses sur lesquelles elles sont fondées se révèleront fiables
les conditions géologiques, hydrologiques et autres affectant nos mines
nos plans d'extraction et de production à Cigar Lake réussiront, ce qui comprend l'achat en temps opportun de l'unité de forage à érosion supplémentaire et la réussite de notre méthode d'extraction par forage par érosion et de nos plans de congélation du gisement en vue d'atteindre nos objectifs de production
la modification et la mise en service de l'usine McClean Lake s'achèveront comme prévu et l'usine sera en mesure de traiter le minerai de Cigar Lake comme prévu
nos plans de développement, d'exploitation et de production à McArthur River réussiront
notre capacité à poursuivre la fourniture de nos produits et services conformément aux quantités et aux dates prévues
notre capacité à nous conformer aux exigences règlementaires actuelles et futures en matière d'environnement, de sécurité et autres et l'obtention et la conservation des autorisations règlementaires nécessaires
nos activités ne seront pas significativement perturbées pour des raisons d'instabilité politique, de nationalisation, de terrorisme, de sabotage, de blocages, de troubles civils, d'activisme social ou politique, de bris d'équipement, de catastrophes naturelles, d'actions gouvernementales ou politiques, de contentieux ou d'arbitrage, d'indisponibilité de réactifs, d'équipements, de pièces de fonctionnement ou de fournitures indispensables à la production, de pénuries de main-d'œuvre, de conflits professionnels (ce qui comprend notre incapacité à renouveler les accords conclus avec les employés syndiqués de McArthur River ou de Key Lake), de grèves ou de lock-out, d'inondations souterraines, d'effondrement dans les mines, de mouvements de terrain, de rupture des bassins de retenue des résidus, du manque de ressources pour le traitement des résidus, d'interruptions ou d'accidents de transport ou d'autres risques liés au développement et à l'exploitation

Avis de dividende trimestriel

Nous avons annoncé aujourd'hui que notre conseil d'administration a approuvé un dividende trimestriel de 0,10 dollar par action sur les actions ordinaires en circulation de la société, payable le 15 avril 2014 aux actionnaires inscrits le 31 mars 2014 à la clôture des marchés.

Téléconférence

Nous vous invitons à rejoindre notre téléconférence concernant le quatrième trimestre organisée le lundi 10 février 2014 à 13h (heure de l'Est).

Cette téléconférence sera ouverte à l'ensemble des investisseurs et des médias. Pour rejoindre la téléconférence, veuillez composer le (866) 225-0198 (Canada et États-Unis) ou le (416) 340-8061. Un opérateur acheminera votre appel. Une transmission audio en direct de la téléconférence sera accessible depuis un lien disponible sur le site cameco.com. Ce lien sera affiché sur notre page d'accueil le jour de la téléconférence.

Une version enregistrée de la procédure sera disponible :

sur notre site Internet cameco.com, peu de temps après la téléconférence
sur enregistrement jusqu'au 13 mars 2014 à minuit (heure de l'Est), en appelant le (800) 408-3053 (Canada et États-Unis) ou le (905) 694-9451 (code d'accès : 7039949#)

Informations complémentaires

Notre rapport de gestion et nos états financiers annuels vérifiés pour l'exercice 2013 seront disponibles sous peu sur SEDAR à l'adresse sedar.com, sur EDGAR à l'adresse sec.gov/edgar.shtml et sur notre site Internet à l'adresse cameco.com. Notre notice d'information annuelle 2013 devrait être disponible au courant du mois de février.

Profil

Nous sommes l'un des plus grands 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 est basée sur notre participation majoritaire dans les plus grandes réserves à haute teneur au monde, ainsi que sur le faible coût de nos opérations. Nos produits d'uranium sont utilisés pour produire de l'électricité propre dans des centrales nucléaires du monde entier. Nous prospectons également de l'uranium sur l'ensemble du continent américain, en Australie et en Asie. Nos actions se négocient aux bourses de New York et de Toronto. Notre siège social est basé à Saskatoon, en Saskatchewan.

Tels qu'utilisés dans le présent communiqué de presse, les termes nous, notre, nos, la Société et Cameco signifient Cameco Corporation et ses filiales, y compris NUKEM GmbH, sauf mention contraire.

Renseignements:

Cameco
Contact auprès des investisseurs :
Rachelle Girard
(306) 956-6403

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

Cameco annonce ses résultats financiers pour le quatrième trimestre et l'exercice 2013