Cameco présente ses résultats financiers pour le quatrième

SASKATOON, SASKATCHEWAN--(Marketwired - 14 fév. 2016) - Cameco (TSX:CCO)(NYSE:CCJ) a annoncé aujourd'hui ses résultats financiers et opérationnels consolidés pour le quatrième trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2015, conformément aux Normes internationales d'information financière (IFRS).

« En 2015, la société a continué ses bonnes performances, étant donnés les enjeux auxquels notre industrie est confrontée », a déclaré Tim Gitzel, président et chef de la direction de Cameco. « Mais en dépit de ces défis, nous avons continué à nous concentrer sur les aspects de nos activités qui sont sous notre contrôle, ce qui nous a permis, une fois de plus, d'atteindre et, dans plusieurs domaines, à dépasser nos indications annuelles.

« Nous attendons toujours la reprise du marché, qui était censée survenir plus tôt, mais nous avons appris à mettre nos attentes de côté et à nous préparer à toutes les éventualités. Si l'on se tourne vers l'avenir, notre stratégie est de continuer de concentrer notre capital sur des actifs de niveau 1, parce que ce sont ces mines à faible coût, de classe mondiale, qui nous permettront de réagir rapidement lorsque le marché signalera un besoin de production accru. Et nous pensons que la question n'est pas « si » le marché donnera ce signal, mais « quand » il le fera. Nous continuons en effet de prévoir des perspectives prometteuses à long terme pour l'industrie nucléaire. »


			TRIMESTRE CLOS LE			EXERCICE CLOS LE
POINTS SAILLANTS			31 DÉCEMBRE			31 DÉCEMBRE
(EN MILLIONS $, SAUF MENTION CONTRAIRE)			2015	2014	VARIATION	2015	2014	VARIATION
Revenus			975	889	10 %	2 754	2 398	15 %
Bénéfice brut			282	251	12 %	697	638	9 %
Bénéfice net (perte nette) attribuable aux actionnaires			(10)	73	(114) %	65	185	(65) %
$ par action ordinaire (après dilution)			(0,03)	0,18	(114) %	0,16	0,47	(65) %
Bénéfice net ajusté (voir mesures non-IFRS, page 8)			151	205	(26) %	344	412	(17) %
$ par action ordinaire (résultat ajusté et après dilution)			0,38	0,52	(27) %	0,87	1,04	(16) %
Flux de trésorerie issu des activités (après variations du fonds de roulement)			503	236	113 %	450	480	(6) %
Prix de vente réalisé moyen	Uranium	(USD/lb)	46,36	50,57	(8) %	45,19	47,53	(5) %
Prix de vente réalisé moyen		(CAD/lb)	61,24	56,78	8 %	57,58	52,37	10 %
	Services du cycle de combustible	(CAD/kgU)	21,88	16,92	29 %	23,37	19,70	19 %
	NUKEM	(CAD/lb)	52,22	52,12	-	48,82	44,90	9 %

Les états financiers annuels pour 2015 ont été vérifiés. Toutefois, les informations financières présentées pour 2014 et pour le quatrième trimestre 2015 n'ont pas été vérifiées. Vous pouvez trouver un exemplaire de notre rapport de gestion (MD&A) annuel 2015 et de nos états financiers vérifiés pour 2015 sur notre site Web à cameco.com.

INTÉGRALITÉ DE L'EXERCICE

Notre bénéfice net attribué aux actionnaires (bénéfice net) s'est élevé à 65 millions $ (0,16 $ par action après dilution) en 2015, comparativement à 185 millions $ (0,47 $ par action après dilution) en 2014, principalement pour les raisons suivantes :

l'augmentation des pertes liées aux instruments dérivés de change en raison de l'affaiblissement du dollar canadien
une récupération fiscale plus faible résultant de la radiation de notre actif d'impôt différé aux États-Unis

En partie compensé par :

la baisse des charges de dépréciation (215 millions $ en 2015, comparativement à 327 millions $ en 2014)
l'augmentation du bénéfice dans nos segments de l'uranium et des services du cycle de combustible, en raison d'un prix de vente réalisé moyen plus élevé
l'augmentation du bénéfice dans notre segment NUKEM, en raison d'une augmentation du volume des ventes et d'un prix de vente réalisé moyen plus élevé
une réduction des provisions liées à notre litige avec l'Agence du revenu du Canada (ARC)

En outre, en 2014, il y avait un certain nombre d'éléments non récurrents qui ont contribué à une augmentation du bénéfice net en 2014, comparativement à 2015, y compris :

la cession de nos intérêts dans la société Bruce Power Limited Partnership (BPLP), résultant en un gain de 127 millions $ en 2014
un règlement favorable de 66 millions $ en 2014, lié à un litige concernant un contrat d'approvisionnement à long terme avec un client de service public

En partie compensé par :

des frais de résiliation anticipée de 18 millions $ engagés à la suite de la résiliation de notre accord de conversion en sous-traitance avec Springfields Fuels Limited (SFL) et des coûts de règlement de 12 millions $ liés au rachat anticipé de nos débentures de série C en 2014
la radiation en 2014 de 41 millions $ d'actifs en cours de construction, à la suite de modifications apportées à la portée d'un certain nombre de projets

Sur une base ajustée, nos bénéfices se sont élevés à 344 millions $ (0,87 $ par action diluée) (voir mesures non-IFRS, page 8) en 2015, comparativement à 412 millions $ (1,04 $ par action diluée) en 2014.

La diminution de 17 % entre 2014 et 2015 est principalement due aux raisons suivantes :

l'augmentation des pertes liées aux instruments dérivés de change en raison de l'affaiblissement du dollar canadien
une récupération fiscale plus faible résultant de la radiation de notre actif d'impôt différé aux États-Unis

En partie compensé par :

l'augmentation du bénéfice dans nos segments de l'uranium et des services du cycle de combustible, en raison principalement d'un prix de vente réalisé moyen plus élevé
l'augmentation du bénéfice dans notre segment NUKEM, en raison principalement d'une augmentation du volume des ventes et d'un prix de vente réalisé moyen plus élevé
une réduction des provisions liées à notre litige avec l'Agence du revenu du Canada (ARC)

En outre, en 2014 il y a eu un règlement favorable de 66 millions $ lié à un litige concernant un contrat d'approvisionnement à long terme avec un client de service public, ce qui a contribué à un bénéfice net ajusté plus élevé en 2014 qu'en 2015. L'impact du règlement a été partiellement compensé par des frais de résiliation anticipée de 18 millions $ engagés à la suite de la résiliation de notre accord de conversion en sous-traitance avec Springfields Fuels Limited (SFL) et des coûts de règlement de 12 millions $ liés au rachat anticipé de nos débentures de série C en 2014.

QUATRIÈME TRIMESTRE

Pour le quatrième trimestre 2015, notre perte nette s'est élevée à 10 millions $ (0,03 $ par action après dilution), ce qui représente une diminution de 83 millions $, comparativement à 73 millions $ (0,18 $ par action après dilution) en 2014, principalement pour les raisons suivantes :

une augmentation des pertes liées aux instruments dérivés de change en raison de l'affaiblissement du dollar canadien
une récupération fiscale plus faible résultant de la radiation de notre actif d'impôt différé aux États-Unis
une augmentation des charges de dépréciation en 2015 (210 millions $ en 2015, comparativement à 131 millions $ en 2014)

En partie compensé par :

l'augmentation du bénéfice brut associé à l'uranium, en raison principalement de la hausse du prix de vente réalisé moyen et d'une augmentation du volume des ventes
l'augmentation du bénéfice brut dans notre segment des services du cycle de combustible, en raison principalement d'un prix de vente réalisé moyen plus élevé
la diminution des dépenses d'exploration
la réduction des provisions liées à notre litige avec l'Agence du revenu du Canada (ARC)

En outre, au cours du quatrième trimestre 2014, il y a eu un règlement favorable de 37 millions $ lié à un litige concernant un contrat d'approvisionnement à long terme avec un client de service public, ce qui a contribué à un bénéfice net plus élevé au quatrième trimestre 2014 qu'au quatrième trimestre 2015. L'impact du règlement a été partiellement compensé par la radiation de 41 millions $ d'actifs en cours de construction, au cours du quatrième trimestre 2014, à la suite de modifications apportées à la portée d'un certain nombre de projets.

Pour ce trimestre, notre bénéfice ajusté s'est élevé à 151 millions $ (0,38 $ par action après dilution), comparativement à 205 millions $ (0,52 $ par action après dilution) (voir mesures non-IFRS, page 8) en 2014, principalement pour les raisons suivantes :

une récupération fiscale plus faible, résultant principalement de la radiation de notre actif d'impôt différé aux États-Unis

En partie compensé par :

l'augmentation du bénéfice brut associé à l'uranium, en raison principalement de la hausse du prix de vente réalisé moyen et d'une augmentation du volume des ventes
l'augmentation du bénéfice brut dans notre segment des services du cycle de combustible, en raison principalement d'un prix de vente réalisé moyen plus élevé
la diminution des dépenses d'exploration
la réduction des provisions liées à notre litige avec l'Agence du revenu du Canada (ARC)

Dépréciation des actifs non-producteurs

Au cours du quatrième trimestre 2015, nous avons enregistré une charge de dépréciation de 210 millions $ liée à nos activités de Rabbit Lake. La charge reflète une incertitude accrue quant aux sources de production future pour l'usine de Rabbit Lake, en raison des conditions économiques actuelles. Le montant de la dépréciation a été déterminé comme l'excédent de valeur comptable par rapport à la valeur recouvrable. La valeur recouvrable de l'usine a été déterminée à 69 millions $. Voir la note 9 des états financiers.

Évolution du marché en 2015

Comme cela a été le cas ces dernières années, beaucoup de choses se sont passées au cours de 2015, même si l'état général du marché n'a pas beaucoup évolué.

Les nouvelles positives pour l'énergie nucléaire sont, comme d'habitude, venues de la Chine. Non seulement le pays poursuit son programme agressif de construction de nouveaux réacteurs, huit nouveaux réacteurs sont entrés en service, mais les sociétés chinoises ont par ailleurs signé des ententes avec l'Argentine, la Roumanie et le Royaume-Uni pour la construction de nouveaux réacteurs, montrant l'engagement du pays envers le nucléaire et son intention de devenir un acteur international majeur dans l'industrie nucléaire.

Sans aucun doute, la plus importante nouvelle de 2015 était le redémarrage tant attendu des premiers réacteurs au Japon. Les unités Sendai 1 et 2 ont été les premiers réacteurs à redémarrer au Japon après 2013, et il faut espérer qu'ils sont les premiers d'une longue liste.

Les nouvelles constructions au Royaume-Uni et aux États-Unis continuent d'être la lueur d'espoir de l'industrie, en plus d'un certain nombre de prolongations approuvées de la durée de vie de réacteurs au Japon et aux États-Unis et du fait que certains services publics envisagent maintenant des prolongations supplémentaires qui pourraient allonger la durée de vie de leurs réacteurs pour atteindre jusqu'à 80 ans.

Toutefois, ces développements positifs ne sont pas suffisants pour compenser l'influence massive du ralentissement économique mondial, les problèmes géopolitiques, les préoccupations autour de la croissance en Chine et l'absence de croissance dans la demande en électricité. Des facteurs propres à l'industrie se sont par ailleurs ajoutés à ces facteurs généraux adverses, y compris le ralentissement de la construction de nouveaux réacteurs, l'arrêt de huit réacteurs, le niveau élevé des stocks détenus par les acteurs du marché et la politique énergétique de la France, qui a adopté une loi visant à réduire de 50 % la contribution du nucléaire aux besoins énergétiques du pays d'ici à 2025.

En outre, l'approvisionnement s'est déroulé relativement bien, avec seulement de légères perturbations et une seule réduction, contrairement à 2014 où six projets avaient été modifiés ou réduits.

Le résultat final a été un marché apparemment indifférent aux perturbations des événements qui se sont produits tout au long de l'année.

PASSATION DE MARCHÉ

Les activités de passation de marchés ont été modestes. Les volumes de transactions au comptant ont été normaux, mais les contrats à long terme ont été nettement inférieurs aux moyennes historiques et aux niveaux de consommation actuels égaux à environ la moitié des estimations actuelles de la consommation annuelle des réacteurs, similaire à 2014. Les contrats à long terme constituent une composante majeure du calendrier de reprise du marché et leur rythme dépendra des niveaux de couverture respectifs, de la vision du marché et de la propension au risque, à la fois des acheteurs et des vendeurs.

JAPON

Les grandes nouvelles en provenance du Japon ont été le redémarrage des unités Sendai 1 et 2, qui a eu lieu respectivement en août et en octobre. En outre, l'injonction judiciaire contre les deux unités Takahama a été annulée en décembre 2015, ouvrant la voie pour le redémarrage de l'unité 3 de Takahama le 29 janvier 2016, et le redémarrage de l'unité 4, prévu pour le premier trimestre. L'unité 3 d'Ikata a également passé avec succès une inspection de sécurité par l'autorité de réglementation nucléaire, et quatre autres unités sont au stade final d'approbation. Au total, trois réacteurs nucléaires sont désormais en exploitation, tandis que 23 sont toujours en cours d'évaluation en vue de leur redémarrage.

À long terme, la politique énergétique du Japon déclare que l'énergie nucléaire contribuera entre 20 et 22 % des besoins énergétiques du pays. Les milliards de dollars d'investissement effectués par les services publics du Japon suggèrent un degré de confiance élevé dans les réacteurs revenant en ligne et dans l'accomplissement de cet objectif. Cependant, l'opinion publique, au Japon, concernant l'énergie nucléaire, demeure incertaine.

AUTRES RÉGIONS

Le remarquable programme de développement nucléaire de la Chine poursuit toujours sa progression et le projet de construction d'un nouveau réacteur au Royaume-Uni continue à progresser. L'Inde et la Corée figurent aussi parmi certaines régions clés qui étendent leur parc de production nucléaire.

En 2015, la croissance a été tangible lorsque 10 réacteurs sont entrés en service, deux fois plus qu'en 2014 : les huit mentionnés en Chine, un en Russie et un en Corée. La construction de sept autres réacteurs a en outre commencé : six en Chine et un dans les Émirats arabes unis, un pays jadis non nucléaire, avec quatre réacteurs actuellement en construction.

Mais, pour compléter le tableau, huit unités ont été arrêtées : cinq au Japon, une en Suède, une en Allemagne, dans le cadre de la mise en œuvre de ses plans d'élimination, et une au Royaume-Uni, le dernier réacteur Magnox en exploitation dans le monde. En outre, des annonces ont été faites concernant de futures fermetures aux États-Unis, où le nucléaire continue à lutter pour demeurer concurrentiel sur des marchés de l'électricité déréglementés et dans le contexte du prix bas du gaz naturel.

Un événement qui pourrait avoir un effet sur l'avenir du nucléaire, aux États-Unis et dans d'autres pays occidentaux, est l'accord international sur le climat, finalisé en 2015 lors de la Conférence des Nations Unies sur les changements climatiques (COP-21). N'émettant pas de gaz à effet de serre, le nucléaire pourrait jouer un rôle important dans la réalisation des objectifs de prévention des changements climatiques.

Perspectives pour 2016

Notre stratégie est de concentrer notre capital sur des actifs de niveau 1 et de produire de manière rentable et à un rythme adapté aux signaux du marché, tout en conservant suffisamment de souplesse pour pouvoir réagir aux évolutions des conditions du marché.

Nos perspectives pour 2016 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 Résultats financiers 20145 par segment à la page 12 pour plus de détails.


PERSPECTIVE FINANCIÈRE 2016

	CONSOLIDÉ	URANIUM	SERVICES DU CYCLE DE COMBUSTIBLE	NUKEM
Production	-	30,0 millions lb	8 à 9 millions kgU	-
Volume des ventes¹	-	30 à 32 millions lb²	Diminution jusqu'à 5 %	9 à 10 millions lb U₃O₈
Produit d'exploitation comparé à 2015³	Diminution jusqu'à 5 %	Diminution jusqu'à 5 %⁴	Augmentation jusqu'à 5 %	Augmentation 5 à 10 %
Prix de revient unitaire moyen (après dépréciation et amortissement)	-	Augmentation jusqu'à 5 %⁵	Augmentation 10 à 15 %	-
Frais administratifs directs par rapport à 2015⁶	Augmentation 5 à 10 %	-	-	-
Bénéfice brut	-	-	-	Bénéfice brut 4 à 5 %
Coûts d'exploration par rapport à 2015	-	Augmentation 15 à 20 %	-	-
Taux d'imposition⁷	Récupération de 25 à 30 %	-	-	-
Dépenses d'investissement	320 millions $	-	-	-

¹ Notre prévision du volume des ventes de nos segments uranium et NUKEM pour 2016 ne comprend pas les ventes entre nos segments uranium, services du cycle de combustible et NUKEM.

² Notre prévision du volume des ventes est fondée sur les volumes faisant actuellement l'objet de contrats de livraison en 2016.

³ Aux fins de comparaison de notre prévision 2016 et de nos résultats 2015 concernant les revenus issus de nos segments uranium et NUKEM, nous n'avons pas inclus les ventes entre nos segments uranium, services du cycle de combustible et NUKEM.

⁴ Basé sur un cours au comptant de l'uranium de 34,65 USD/lb (cours au comptant de l'Ux au 1er février 2016), un indicateur de cours à long terme de 44,00 USD/lb (indicateur Ux à long terme au 25 janvier 2016) et un taux de change de 1,00 USD pour 1,25 CAD.

⁵ Cette hausse est calculée en se basant sur le prix de revient unitaire des matériaux produits et les engagements d'achat à long terme. Nous estimons que tout achat discrétionnaire effectué en 2016 pourrait affecter le coût unitaire global des ventes.

⁶ Les frais administratifs directs ne comprennent pas les dépenses associées à la rémunération à base d'actions.

⁷ Notre prévision pour le taux d'imposition est fondée sur le bénéfice net ajusté.

Selon nos estimations, la baisse de notre produit d'exploitation consolidé pourrait atteindre 5 % en 2016, en raison de la baisse du volume des ventes actuellement sous contrat, de la baisse prévue du volume des ventes d'uranium et des services du cycle de combustible. Nous estimons que toute vente supplémentaire avec livraison effectuée en 2016 pourrait faire augmenter la prévision de notre produit d'exploitation.

Nous prévoyons une augmentation des frais administratifs (hors rémunération à base d'actions) pouvant atteindre 5 à 10 % par rapport à 2015 en raison de la hausse des coûts liés aux accords de collaboration avec les communautés du Nord et de la mise en œuvre accrue de projets. En 2016, nous allons continuer à négocier de nouveaux accords de collaboration avec les communautés du Nord, ce qui pourrait entraîner des paiements spéciaux et uniques supplémentaires. En raison de l'incertitude quant à l'échéancier de la signature éventuelle de tels accords, leur coût n'est pas inclus dans nos prévisions. Si des accords sont signés et qu'ils ont un impact sur nos coûts administratifs, nous mettrons à jour nos prévisions.

Les frais d'exploration pourraient selon nous augmenter d'environ 15 à 20 % par rapport à 2015, en raison de l'augmentation des activités d'exploration à Cigar Lake.

Sur une base de bénéfice net ajusté, nous nous attendons à une récupération fiscale de 25 à 30 % en 2016, issue de nos segments uranium, services du cycle de combustible et NUKEM.

Notre taux d'imposition consolidé est une combinaison des taux légaux d'imposition applicables au revenu imposable gagné ou aux pertes fiscales encourues au Canada et dans nos filiales étrangères. Nous disposons d'une clientèle mondiale et avons établi une structure de commercialisation et de négoce impliquant des filiales étrangères, qui ont conclu divers arrangements intersociétés d'achat et de vente, ainsi que des accords d'achat et de vente d'uranium passés avec des tiers. Cameco et ses filiales ont accompli des efforts raisonnables pour mettre en place des accords sans lien de dépendance sur les prix de facturation interne, et ces arrangements exposent les parties à des risques et avantages qui leur reviennent en vertu de ces contrats. Les prix des contrats intersociétés sont généralement comparables à ceux établis à l'époque dans des contrats similaires passés entre des parties sans lien de dépendance.

Un bon nombre d'accords de vente et d'achat intersociétés dans notre portefeuille arriveront à échéance cette année. Nous avons commencé à remplacer ces contrats et nous continuerons à établir de nouveaux accords intersociétés qui, comme les accords existants, refléteront le marché au moment de leur signature.

En conséquence, en 2017, nous nous attendons à ce que notre taux d'imposition consolidé évolue vers une charge fiscale modeste et qu'il ait tendance à augmenter jusqu'à environ 20 % au cours des cinq prochaines années. Les taux d'imposition effectifs réels varient d'année en année, principalement en raison de la répartition réelle des gains entre diverses juridictions et des conditions du marché au moment où des transactions sont effectuées en vertu d'arrangements d'achat et de vente intersociétés ou avec des tiers.

REDEVANCES

Nous payons des redevances sur toutes les ventes d'uranium extrait de nos mines situées dans la province de la Saskatchewan. Nous payons deux types de redevances :

redevance de base : valant 5 % du montant brut des ventes d'uranium, moins le crédit des ressources de la Saskatchewan de 0,75 %.
redevance sur les bénéfices : une redevance de 10 % est imposée sur les bénéfices jusqu'à, et y compris, 22,70 $/kg de U₃O₈ (10,30 $/lb) et une redevance de 15 % est imposée sur les bénéfices dépassant 22,70 $/kg de U₃O₈. Les bénéfices sont calculés comme des revenus moins certains coûts d'exploitation, d'exploration, de récupération et d'investissement. Les coûts d'exploration et d'investissement sont déductibles à la discrétion du producteur.

En tant que société d'exploitation minière en Saskatchewan, nous payons également une surcharge supplémentaire de 3 % de la valeur des ventes de ressources.

Durant la période de 2013 à 2015, des règles transitoires pour le nouveau régime de redevance sur les bénéfices étaient appliquées, en vertu desquelles seulement 50 % des coûts d'investissement étaient déductibles. Les autres 50 % étaient accumulés et seront maintenant déductibles à partir de 2016. En outre, les amortissements fiscalement autorisés liés à Cigar Lake en vertu de l'ancien système ont été convertis et sont désormais également déductibles à partir de 2016. En se fondant sur l'application des déductions pour amortissements fiscalement autorisés transitoires et converties, nous prévoyons que seul le premier niveau de la redevance sur les bénéfices (10 %) sera applicable en 2016 et 2017. Lorsque nos déductions pour immobilisations seront épuisées, nous nous attendons à être également soumis au deuxième niveau de la redevance sur les bénéfices (15 %), à partir de 2018.

DÉPENSES EN CAPITAL

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

PART DE CAMECO (MILLIONS $)		PLAN 2015¹	RÉALITÉ 2015	PLAN 2016
Capital de maintien
	McArthur River/Key Lake	20	16	30
	Cigar Lake	10	9	25
	Rabbit Lake	35	33	25
	ISR aux États-Unis	5	7	5
	Inkai	5	1	5
	Services du cycle de combustible	15	13	20
	Autres	5	5	5
Capital de maintien total		95	84	115
Capital de remplacement de capacité
	McArthur River/Key Lake	95	96	55
	Cigar Lake	25	26	20
	Rabbit Lake	-	-	10
	ISR aux États-Unis	30	27	20
	Inkai	15	19	15
Capital de remplacement de capacité total		165	168	120
Capital de croissance
	McArthur River/Key Lake	15	13	40
	Cigar Lake	90	81	30
	Inkai	15	11	10
	Services du cycle de combustible	5	1	5
	Autres	-	1	-
Capital de croissance total		125	107	85
Total des services d'uranium et du cycle de combustible		385 ¹	359	320

¹ La perspective concernant les dépenses en capital a été mise à jour et portée à 385 millions $ dans notre rapport de gestion (MD&A) pour le troisième trimestre.

Perspective concernant nos activités d'investissement

PART DE CAMECO (MILLIONS $)		PLAN 2017	PLAN 2018
Total des services d'uranium et du cycle de combustible		300 à 350	250 à 300
	Capital de maintien	135 à 155	95 à 110
	Capital de remplacement de capacité	135 à 150	145 à 160
	Capital de croissance	30 à 45	10 à 25

Nous prévoyons que le total des dépenses en capital pour les services d'uranium et du cycle de combustible diminuera d'environ 11 % en 2016.

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

McArthur River / Key Lake - Sur le site de McArthur River, les principaux projets concernent l'expansion de la capacité de congélation et le développement de la mine. D'autres projets couvrent les installations du site et l'achat d'équipements. À Key Lake, des travaux seront effectués pour augmenter la capacité des installations d'extraction du solvant et de cristallisation de l'usine.
Récupération in situ (ISR) aux États-Unis - La construction du champ de captage représente la plus grande partie de nos dépenses aux États-Unis.
Rabbit Lake - Sur le site d'Eagle Point, le principal élément est le développement de la mine, ainsi que l'achat et la mise à jour d'équipements. À l'usine, nous avons l'intention d'optimiser la capacité de traitement des résidus, d'effectuer des modifications de diverses installations et de remplacer certains équipements.
Cigar Lake - L'expansion de la capacité de congélation constitue le plus large usage du capital du site de Cigar Lake. Nous payons aussi notre quote-part des coûts de modification et de croissance de l'usine de McClean Lake.

Nous nous attendions précédemment à dépenser entre 350 et 400 millions $ en 2017. Nous prévoyons maintenant de dépenser entre 300 et 350 millions $ en 2017. En raison de l'incertitude du marché, nous avons réduit le capital de croissance, afin de concentrer nos efforts sur les actifs de niveau 1.

Ces informations concernant les prévisions actuelles relatives aux dépenses en capital pour des périodes futures constituent des informations prospectives ; elles sont fondées sur des hypothèses et sujettes aux risques décrits aux pages 21 et 22. Pour les périodes futures, nos dépenses en capital réelles pourraient être très différentes.

ANALYSE DE SENSIBILITÉ DU PRODUIT D'EXPLOITATION ET DU BÉNÉFICE

Pour 2016 :

Une augmentation de 5 USD par livre du prix au comptant de l'Ux (34,65 USD par livre au 1er février 2016) et de l'indicateur du prix à long terme de l'Ux (44,00 USD par livre au 25 janvier 2016) pourrait faire augmenter notre produit d'exploitation de 72 millions $ et notre bénéfice net de 56 millions $ Inversement, une diminution de 5 USD par livre pourrait faire diminuer notre produit d'exploitation de 54 millions $.
Une variation d'un cent de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain ferait diminuer notre bénéfice net ajusté d'environ 8 millions $ et notre flux de trésorerie de 1 million $, sachant qu'une diminution de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain aurait un impact positif.

PERSPECTIVES CONCERNANT LE SEGMENT DE L'URANIUM

Nous prévoyons de produire 30,0 millions lb en 2016 et disposons d'engagements encadrés par des contrats à long terme portant sur l'achat d'environ 9 millions lb.

D'après les contrats que nous avons déjà mis en place et à l'exclusion des ventes entre nos segments, nous devrions livrer entre 30 et 32 millions lb d'U₃O₈ en 2016. Selon nous, le coût unitaire des ventes devrait être 5 % plus élevé qu'en 2015, principalement en raison de l'augmentation des achats prévus au cours de l'année. Si nous effectuons des achats discrétionnaires supplémentaires en 2016 à un coût différent de celui de nos autres sources d'approvisionnement, le coût unitaire global des ventes pourrait en être affecté.

Nous anticipons une baisse de 5 % du produit d'exploitation, comparé à 2015, à la suite d'une baisse attendue du volume des livraisons, à l'exclusion des ventes entre nos segments, et d'une diminution du prix réalisé moyen.

Dans nos segments de l'uranium et des services du cycle de combustible, nos clients choisissent la période de l'année pendant laquelle ils recevront leurs livraisons. Nos tendances de livraison trimestrielles sont le reflet de cette situation et, par conséquent, nos volumes de ventes et notre chiffre d'affaires peuvent varier considérablement, comme démontré ci-après. Pour 2016, nous nous attendons à une répartition trimestrielle des livraisons d'uranium plus concentrée vers 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 : SEGMENT DE L'URANIUM

Le tableau ci-dessous ne constitue pas une prévision des prix que nous nous attendons à recevoir. Les prix que nous réaliserons effectivement seront différents des prix mentionnés dans ce tableau. Celui-ci est destiné à indiquer comment le portefeuille de contrats à long terme dont nous disposions au 31 décembre 2015 se comporterait en fonction de différents prix au comptant. En d'autres termes, nous réaliserons ces prix uniquement si notre portefeuille de contrats demeure inchangé par rapport au 31 décembre 2015 et qu'aucune des hypothèses présentées ci-dessous ne change.

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


Sensibilité prévue du prix réalisé de l'uranium en fonction d'hypothèses diverses concernant le prix au comptant
(montants arrondis à 1,00 $ près)
PRIX AU COMPTANT
(USD/lb U₃O₈)	20 $	40 $	60 $	80 $	100 $	120 $	140 $
2016	41	46	56	65	75	84	93
2017	39	46	56	67	78	87	94
2018	39	47	58	69	80	90	97
2019	39	47	59	70	79	88	94
2020	42	49	59	70	79	86	93

Le tableau présente la combinaison de contrats à long terme inclus dans notre portefeuille au 31 décembre 2015, en conformité avec notre stratégie marketing. Il a été mis à jour pour refléter les livraisons effectuées et les contrats conclus jusqu'au 31 décembre 2015.

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

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

Ventes

volume des ventes moyen de 27 millions lb/an, avec des niveaux d'engagement de 2016 à 2018 supérieurs à ceux de 2019 et 2020
exclusion des ventes entre nos segments uranium, services du cycle de combustible et NUKEM

Livraisons

les livraisons tiennent comptent des meilleures estimations liées aux contrats d'approvisionnement et aux contrats flexibles en termes de provisions relatives aux livraisons

Inflation annuelle

Fixée à 2 % aux États-Unis

Prix

l'indicateur moyen des prix à long terme est identique au prix au comptant moyen pour l'intégralité de l'année (approche simplifiée à cet effet uniquement). Depuis 1996, l'indicateur de prix à long terme a dépassé le prix au comptant de 19 % en moyenne. Cet écart a varié considérablement. En supposant que le prix à long terme dépasse le prix au comptant, les prix indiqués dans le tableau seront plus élevés.

PERSPECTIVES CONCERNANT LES SERVICES DE CYCLE DU COMBUSTIBLE

En 2016, nous prévoyons de produire 8 à 9 millions kgU et anticipons des volumes de ventes (hors ventes entre segments) de jusqu'à 5 % inférieurs à ceux de 2015. Nous prévoyons que notre produit d'exploitation pourrait augmenter de jusqu'à 5 %, car les volumes de ventes plus faibles seront plus que compensés par une augmentation du prix moyen réalisé. Nous prévoyons que le prix de revient unitaire moyen des ventes (après dépréciation et amortissement) augmentera de 10 à 15 % ; par conséquent, la marge brute globale diminuera en conséquence.

PERSPECTIVES CONCERNANT NUKEM

Pour 2016, NUKEM prévoit de livrer entre 9 et 10 millions de livres d'uranium. Le produit d'exploitation et le prix de revient unitaire moyen des ventes, ventes intersegment non compris, devrait augmenter de 5 à 10 % comparativement à 2015 ; cependant, le pourcentage de profit brut global devrait être légèrement inférieur à 2015, entre 4 et 5 %.

Mesures non-IFRS

BÉNÉFICE NET AJUSTÉ

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

Le bénéfice net ajusté constitue une information supplémentaire non normalisée. Il ne devrait pas être considéré de façon isolée et ne doit pas remplacer l'information financière préparée selon les normes comptables. D'autres sociétés peuvent calculer cette mesure différemment, et il pourrait donc être impossible de la comparer directement à des mesures similaires présentées par lesdites sociétés.

Afin de permettre une meilleure compréhension de ces mesures, le tableau suivant rapproche le bénéfice net ajusté et notre bénéfice net pour les trimestres et les exercices clos au 31 décembre 2015 et au 31 décembre 2014.


		TRIMESTRE CLOS LE		EXERCICE CLOS LE
		31 DÉCEMBRE		31 DÉCEMBRE
(MILLIONS $)		2015	2014	2015	2014
Bénéfice net (perte nette) attribuable aux actionnaires		(10)	73	65	185
Ajustements
	Ajustements sur les instruments dérivés 1 (avant impôts)	10	10	166	47
	Récupération d'inventaire sur les prix d'achat de NUKEM	-	(4)	(3)	(5)
	Charges de dépréciation	210	131	215	327
	Impôts sur le revenu sur les ajustements	(59)	(46)	(99)	(56)
	Radiation d'actifs	-	41	-	41
	Bénéfice issu de notre participation dans BPLP (après impôts)	-	-	-	(127)
Bénéfice net ajusté		151	205	344	412

DIFFÉRENDS RELATIFS AUX PRIX DE FACTURATION INTERNE

Nous fournissons des renseignements au sujet de notre différend sur nos prix de facturation interne à l'Agence du revenu du Canada (ARC) depuis 2008, lorsque ce différend est apparu et à l'Internal Revenue Service (IRS) des États-Unis depuis le premier trimestre 2015. Ci-dessous, nous présentons la nature générale des différends relatifs aux prix de facturation interne et, plus spécifiquement, les litiges en cours dans lesquels nous sommes impliqués.

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

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

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

Pour les exercices 2003 à 2010, l'ARC a assimilé les revenus de CEL (tels que recalculés par l'ARC) à des revenus canadiens et appliqué des taux légaux d'imposition, d'intérêt et de pénalité de retard, et, de 2007 à 2009, des pénalités sur les prix de facturation interne. Aucune décision n'a été prise concernant une pénalité relative aux prix de transfert pour l'année 2010. L'IRS a également rattaché une partie des revenus de CEL pour les exercices 2009 à 2012 aux États-Unis, ce qui entraînerait une imposition sur ces revenus dans plusieurs juridictions. Pour les exercices 2003 à 2015, un montant d'impôts d'environ 320 millions $ a déjà été payé dans une juridiction hors du Canada et des États-Unis. Les conventions fiscales internationales bilatérales contiennent des dispositions qui, de manière générale, visent à empêcher l'imposition d'un même revenu dans plusieurs pays. C'est pourquoi, dans le cadre de ces différends, nous étudions les options qui nous sont accessibles, y compris les voies de recours en vertu de conventions fiscales internationales qui limiteraient la double imposition. Cependant, il existe un risque que nous ne réussissions pas à éliminer une double imposition. Les ajustements de revenus attendus dans le cadre de nos litiges fiscaux sont représentés par les montants réclamés par l'ARC et l'IRS et sont décrits ci-dessous.

Différend avec l'ARC

Depuis 2008, l'ARC conteste notre structure d'entreprise et notre méthodologie concernant les prix de facturation interne liés que nous avons appliquée dans le cadre de certains contrats intersociétés de vente et d'achat d'uranium. Fin 2014, nous avions déjà reçu des avis de réévaluation concernant nos déclarations de revenus des exercices 2003 à 2009 et, au cours du quatrième trimestre 2015, nous avons reçu un nouvel avis de réévaluation pour l'exercice 2010. Nous avons enregistré une provision d'impôt cumulative de 50 millions $ (92 millions $ en date du 30 septembre 2015) qui pourrait générer un contentieux, dans la mesure où notre prix de facturation interne pourrait se situer hors d'une plage de tarification appropriée aux contrats d'uranium pour la période des exercices 2003 à 2015. Nous sommes persuadés que nous obtiendrons gain de cause. Nous avons réduit nos provisions pour refléter l'estimation révisée de la direction, qui tient compte d'autres informations contractuelles. Nous sommes convaincus que nous gagnerons gain de cause et nous continuons à estimer que la résolution définitive de cette question n'affectera pas de manière significative notre situation financière, nos résultats d'exploitation et nos flux de trésorerie pendant l'année (les années) de résolution.

Pour les exercices 2003à 2010, l'ARC a émis des avis de réévaluation correspondant à un supplément de revenus d'environ 3,4 milliards $ aux fins de l'imposition canadienne, ce qui se traduirait par une charge d'impôts connexe d'environ 1,1 milliard $. L'ARC a par ailleurs émis des avis de réévaluation pour les pénalités concernant les prix de facturation interne pour les années 2007 à 2009, d'un montant de 229 millions de dollars. La Loi de l'impôt sur le revenu du Canada comprend des dispositions qui imposent aux grandes sociétés telles que la nôtre de payer ou de garantir 50 % de la taxe de trésorerie, plus les intérêts et les pénalités liées au moment de la réévaluation. À ce jour, en vertu de ces dispositions, après l'application des déductions facultatives, nous avons payé un montant net de 232 millions $ en espèces. En outre, nous avons fourni 332 millions $ en lettres de crédit (LC) afin de sécuriser 50 % des impôts en espèces et du montant des intérêts connexes réévalués en 2015. Le tableau ci-dessous indique les montants payés ou garantis.

EXERCICE PAYÉ (MILLIONS $)	IMPÔTS EN ESPÈCES	INTÉRÊTS ET PÉNALITÉS DE RETARD	PÉNALITÉS RELATIVES AUX PRIX	TOTAL	VERSEMENT EN ESPÈCES	GARANTIE PAR LC
Avant 2013	-	13	-	13	13	-
2013	1	9	36	46	46	-
2014	106	47	-	153	153	-
2015	202	71	79	352	20	332
Total	309	140	115	564	232	332

D'après la méthodologie que l'ARC continuera vraisemblablement d'appliquer, et en prenant en compte le montant de 3,4 milliards $ déjà réévalué, nous nous attendons à recevoir des avis de nouvelle cotisation pour un total d'environ 7,0 milliards $ en revenu supplémentaire imposable au Canada pour les années 2003 à 2015, ce qui aboutirait à une charge d'impôts connexe d'environ 2,1 milliards $. En outre, l'ARC pourrait continuer à appliquer des pénalités sur la tarification des transferts pour les années d'imposition postérieures à 2009. En conséquence, nous estimons que le total des taxes de trésorerie et des pénalités sur la tarification des transferts, pendant les exercices concernés, serait compris entre 1,65 et 1,70 milliard $. De plus, nous estimons que des pénalités sur les intérêts et acomptes provisionnels pourraient être infligées et auraient un impact significatif sur notre société. Durant la période de litige, nous serions astreints de remettre, ou de fournir une garantie, pour 50 % du total de la taxe de trésorerie et des pénalités sur la tarification des transferts (entre 825 et 850 millions $) assortis des pénalités sur les intérêts et les acomptes provisionnels connexes évaluées, ce qui affecterait considérablement notre société.

En vertu de la législation fiscale fédérale et provinciale canadienne, le montant à verser ou à garantir chaque année dépendra du montant du revenu réévalué pendant ladite année et de la disponibilité de déductions facultatives et de reports de pertes fiscales. Récemment, l'ARC a décidé d'interdire l'usage de tout report rétrospectif d'une perte pour compenser tout ajustement des prix de cession interne et ce, à partir de l'exercice fiscal 2008. Cela n'a pas d'impact sur la charge d'impôt prévue pour une année en particulier, mais a un impact sur le calendrier de tout paiement ou demande de garantie. Comme indiqué ci-dessus, concernant l'exercice 2010, comme une alternative au paiement en espèces, nous avons utilisé les lettres de crédit pour satisfaire à nos obligations liées à la réévaluation fiscale et aux intérêts connexes. Nous continuons de prévoir fournir une garantie sous forme de lettres de crédit afin de satisfaire à ces exigences. Les montants estimatifs récapitulés dans le tableau ci-dessous reflètent les montants réels payés ou garantis et les estimations des montants exigibles en se fondant sur les réévaluations nouvelles et prévues pour les années 2003 à 2015, et comprennent l'ajustement temporel attendu pour l'incapacité d'utiliser un report rétrospectif de perte à partir de 2008. Nous mettrons à jour ce tableau chaque année pour inclure l'impact estimé des réévaluations prévues pour les exercices clos postérieurs à 2015.

MILLIONS $	2003 à 2015	2016 à 2017	2018 à 2023	TOTAL
50 % des impôts en espèces et des pénalités relatives aux prix de transferts payés, garantis ou dus pendant la période
Paiements en espèces	156	155 - 180	30 - 55	335 - 360
Garantis par des lettres de crédit	264	95 - 120	20 - 45	425 - 450
Total payé¹	420	255 - 280	65 - 90	825 - 850

¹Ces montants n'incluent pas les intérêts et pénalités de retard, d'un montant total d'environ 140 millions $ au 31 décembre 2016.

D'après notre vision de l'issue probable de ce dossier tel que décrit ci-dessus, nous prévoyons de récupérer les sommes versées au gouvernement du Canada, y compris les 564 millions $ déjà payés ou entiercés à ce jour.

Nous nous attendons à ce que le procès pour les réévaluations des exercices fiscaux 2003, 2005 et 2006 commence dans la semaine du 26 septembre 2016 et se termine en avril 2017. Si ce calendrier est respecté, nous nous attendons à recevoir une décision de la Cour de l'impôt dans les 6 à 18 mois suivant l'issue du procès.

Différend avec l'IRS

Au cours du quatrième trimestre 2015, nous avons reçu un « Revenue Agents Report » (RAR - rapport de l'agence des recettes fiscales des États-Unis) en provenance de l'IRS concernant les exercices fiscaux 2010 à 2012. Comme dans le rapport RAR concernant l'année 2009 reçu au cours du premier trimestre 2015, l'IRS conteste le prix de facturation interne utilisé dans certaines transactions intersociétés se rapportant aux exercices fiscaux 2010 à 2012 pour certaines de nos filiales américaines. Le rapport RAR pour les exercices fiscaux 2009 à 2012 répertorie les ajustements proposés par l'IRS et calcule l'impôt et les pénalités dus en fonction des ajustements proposés.

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

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

L'ajustement proposé aboutit à une augmentation du revenu imposable aux États-Unis d'environ 419 millions USD, ainsi qu'à une augmentation de la charge d'impôt sur le revenu d'environ 122 millions USD pour les exercices fiscaux 2009 à 2012, assortie d'intérêts. En outre, l'IRS a proposé des pénalités cumulatives d'environ 8 millions USD en liaison avec la réévaluation.

Nous considérons que les conclusions de l'IRS mentionnées dans les rapports RAR sont incorrectes et nous les contestons dans le cadre d'un recours administratif, au cours duquel nous ne serons pas tenus de procéder aux paiements au comptant. Tant que la situation n'aura pas évolué, nous ne pourrons pas fournir d'estimation du calendrier probable de la résolution du différend.

Nous estimons que 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.

Vue d'ensemble des différends

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


	ARC	IRS
Raison du différend	Structure/gouvernance d'entreprise Méthodologie du prix de transfert appliquée à certains contrats intersociétés de vente et d'achat d'uranium Transfert vers le Canada des revenus de Cameco Europe Ltd. (CEL) (tels qu'ajustés) pour les exercices 2003 à 2010 (revenus sur lesquels nous avons déjà payé des impôts au sein de juridictions étrangères et comprenant les revenus que l'IRS souhaite imposer)	Insuffisance du revenu perçu sur les ventes d'uranium à CEL par les mines américaines Insuffisance de la compensation perçue par Cameco Inc., l'une de nos filiales américaines Allocation d'une partie du revenu de CEL aux États-Unis pendant les exercices fiscaux 2009 à 2012 (une partie du même revenu sur lequel nous avons déjà payé des impôts au sein de juridictions étrangères et que l'ARC souhaite imposer)
Exercices considérés	Réévaluation par l'ARC des exercices 2003 à 2010 Vérification en cours pour les exercices 2011 à 2012	L'IRS a publié un avis de proposition d'ajustement (NOPA) pour les exercices 2009 à 2012.
Calendrier de résolution	Nous nous attendons à ce que le procès pour les réévaluations des exercices fiscaux 2003, 2005 et 2006 commence dans la semaine du 26 septembre 2016 et se termine en avril 2017. Nous nous attendons à une décision de la Cour de l'impôt six à 18 mois après le procès	Contestation prévue des ajustements proposés dans le cadre d'un recours administratif Ce différend est à un stade précoce et nous ne pouvons pas encore fournir d'estimation quant au calendrier de sa résolution.
Paiements exigés	Prévision d'une garantie sous forme de lettres de crédit ou de paiements en espèces portant sur 50 % des impôts en espèces, intérêts et pénalités conformément à la réévaluation Paiement de 232 millions $ en espèces à ce jour Garantie de 332 millions $ à l'aide de lettres de crédit	Aucun versement ou garantie requis en vertu du recours administratif

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

Cet exposé de nos attentes relatives à nos différends fiscaux avec l'ARC et l'IRS et à nos futurs réévaluations fiscales par l'ARC et l'IRS constitue une information prospective basée sur des hypothèses et sujette à des risques importants présentés dans la section Mise en garde à propos des informations prospectives commençant ci-dessous à la page 21 et aussi plus précisément sur les hypothèses et les risques énumérés ci-dessous. Les résultats réels peuvent varier considérablement.

Hypothèses

L'ARC procèdera à une nouvelle évaluation pour les exercices 2011 à 2015 en utilisant une méthodologie similaire à celle employée pour les exercices 2003 à 2010. Les nouvelles réévaluations seront établies sur la base que
nous pourrons appliquer des déductions électives et utiliser des lettres de crédit dans la mesure prévue.
L'ARC cherchera à infliger des pénalités sur les prix de transfert (d'une manière compatible avec les pénalités facturées pour les exercices 2007 à 2009), en plus de frais d'intérêts et de pénalités de retard.
De manière générale, nous obtiendrons gain de cause dans notre différend avec l'ARC et la provision d'impôts cumulative de 50 millions $ constituée à ce jour sera suffisante pour satisfaire à toute obligation fiscale résultant de l'issue du différend tel qu'il est défini actuellement.
L'IRS pourrait proposer des ajustements pour les exercices ultérieurs à 2012.
De manière générale, nous obtiendrons gain de cause dans notre différend avec l'IRS.

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

L'ARC pourrait réévaluer les exercices 2011 à 2015 en employant une méthodologie différente de celle utilisée pour les exercices 2003 à 2010, ou nous pourrions être dans l'incapacité d'appliquer les déductions électives ou les lettres de crédit dans la mesure prévue, ce qui résulterait en une augmentation des montants en espèces ou des garanties exigés par l'ARC dans l'attente de la résolution du différend.
Le décalage temporel pour la réévaluation de chaque exercice pourrait différer de celui que nous prévoyons actuellement.
Nous pourrions ne pas obtenir gain de cause et notre différend avec l'ARC ou l'IRS pourrait induire une forte augmentation des impôts en espèces, des charges d'intérêts et des pénalités, dont le montant total dépasserait le montant de notre provision d'impôts cumulative, ce qui pourrait avoir un effet défavorable significatif sur nos liquidités, notre situation financière, nos résultats d'exploitation et nos flux de trésorerie.
Le montant des impôts à payer en espèces pourrait augmenter en raison d'ajustements imprévus réalisés par l'ARC ou l'IRS, sans lien avec les prix de transfert.
L'IRS pourrait proposer des ajustements pour les exercices 2013 à 2015 en appliquant une méthodologie différente de celle utilisée pour les exercices 2009 à 2012.
Nous pourrions ne pas être en mesure de parvenir à éviter toute forme de double imposition.


Résultats financiers par segment pour l'exercice 2015

Résultats pour l'uranium

		TRIMESTRE CLOS LE			EXERCICE CLOS LE
		31 DÉCEMBRE			31 DÉCEMBRE
POINTS SAILLANTS		2015	2014	VARIATION	2015	2014	VARIATION
Volume de production (millions lb)		9,6	8,2	17 %	28,4	23,3	22 %
Volume des ventes (millions lb)¹		11,2	10,7	5 %	32,4	33,9	(4) %
Cours au comptant moyen	(USD/lb)	35,45	37,13	(5) %	36,55	33,21	10 %
Cours à long terme moyen	(USD/lb)	44,00	48,00	(8) %	46,29	46,46	-
Prix de vente réalisé moyen	(USD/lb)	46,36	50,57	(8) %	45,19	47,53	(5) %
	(CAD/lb)	61,24	56,78	8 %	57,58	52,37	10 %
Prix de revient unitaire moyen (après dépréciation et amortissement)	(CAD/lb)	38,25	34,27	12 %	38,83	34,64	12 %
Produit d'exploitation (millions $)¹		687	606	13 %	1 866	1 777	5 %
Bénéfice brut (millions $)		257	240	7 %	608	602	1 %
Bénéfice brut (%)		37	40	(8) %	33	34	(3) %

¹ Inclut les ventes et le produit d'exploitation provenant des segments uranium, services du cycle de combustible et NUKEM (17 000 livres vendues et un produit d'exploitation de 0,5 million $ au T4 2015, comparé à 400 000 livres vendues et un produit d'exploitation de 15 millions $ au T4 2014, 32 000 livres vendues et un produit d'exploitation de 1,0 million $ en 2015, comparé à 1,4 million livres vendues et un produit d'exploitation de 48 millions $ en 2014).

QUATRIÈME TRIMESTRE

Les volumes de production pour ce trimestre ont augmenté de 17 % par rapport au quatrième trimestre 2014, principalement en raison de la hausse de la production à Cigar Lake, compensée par une baisse de la production à McArthur River / Key Lake, Rabbit Lake et à nos opérations ISR aux États-Unis. Voir Nos activités, commençant à la page 15, pour plus de renseignements.

Le produit d'exploitation associé à l'uranium a augmenté de 13 % en raison d'une augmentation de 5 % du volume des ventes, ce qui représente une variance trimestrielle normale dans notre calendrier de livraison, et d'une augmentation de 8 % du prix réalisé moyen.

Le cours au comptant moyen et le cours à long terme moyen ont diminué, tout comme notre prix réalisé moyen en dollars américains, en raison de prix plus bas dans les contrats à prix fixe et de la combinaison de ventes sur le marché et selon des contrats fixes. Toutefois, l'effet de change a entraîné un prix réalisé moyen en dollars canadiens 8 % plus élevé que pendant l'exercice précédent. Au quatrième trimestre 2015, notre taux de change réalisé a été de 1,32 $, comparativement à 1,12 $ au même trimestre de l'exercice précédent.

Le prix de revient total (après dépréciation et amortissement) a augmenté de 17 % (429 millions $, comparativement à 366 millions $ en 2014). Cette augmentation résulte d'une hausse de 12 % du prix de revient unitaire moyen et d'une augmentation de 5 % du volume des ventes.

Le prix de revient unitaire a augmenté en raison d'une augmentation du volume de matériaux achetés pendant l'exercice à un prix supérieur au coût moyen des stocks et d'une augmentation des coûts unitaires de production en raison d'un coût de production plus élevé à Cigar Lake durant la phase de mise en production.

L'effet net a été une augmentation de 17 millions $ du bénéfice brut pour le trimestre.

INTÉGRALITÉ DE L'EXERCICE

Les volumes de production en 2015 ont augmenté de 22 % par rapport à 2014. Une production inférieure à nos opérations ISR aux États-Unis a été plus que compensée par la mise en production de Cigar Lake. Voir Nos activités, commençant à la page 15, pour plus de renseignements.

Pour cet exercice, le produit d'exploitation associé à l'uranium a augmenté de 5 % par rapport à 2014, en raison d'une hausse de 10 % du prix de vente moyen en dollars canadiens, partiellement compensée par une baisse de 4 % du volume des ventes. Le prix au comptant moyen de l'uranium a été de 36,55 USD/lb en 2015, ce qui représente une augmentation de 10 % par rapport au prix moyen de 33,21 USD/lb en 2014. Toutefois notre prix réalisé moyen en dollars américains a été plus bas, principalement en raison de prix plus bas dans les contrats à prix fixe. L'effet de change a entraîné un prix réalisé moyen en dollars canadiens plus élevé que pendant l'exercice précédent. Le taux de change réalisé a été de 1,27 dollar, comparativement à 1,10 dollar en 2014.

Le prix de revient moyen (après dépréciation et amortissement) a augmenté de 7 % (soit 1,26 milliard $, comparativement à 1,18 milliard $ en 2014), principalement en raison d'une hausse du prix de revient unitaire moyen, partiellement compensée par un volume des ventes plus faible. Le prix de revient unitaire plus élevé est principalement attribuable à une augmentation du volume de matériaux achetés à un prix supérieur au coût moyen des stocks et d'une augmentation des coûts unitaires de production en raison d'un coût de production plus élevé à Cigar Lake durant la phase de mise en production.

L'effet net a été une hausse de 6 millions de dollars du bénéfice brut pour l'exercice.

Le tableau suivant présente le prix de revient de l'uranium produit et acheté au cours des périodes de référence (voir la section sur les mesures non-IFRS ci-après). 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			EXERCICE CLOS LE 31 DÉCEMBRE
		TRIMESTRE CLOS LE 31 DÉCEMBRE			EXERCICE CLOS LE 31 DÉCEMBRE
(CAD/lb)		2015	2014	VARIATION	2015	2014	VARIATION
Matériau produit
	Prix de revient décaissé	16,04	14,19	13 %	20,62	18,66	11 %
	Prix de revient sans décaissement	10,96	7,15	53 %	11,51	9,30	24 %
	Coût total de production	27,00	21,34	27 %	32,13	27,96	15 %
	Quantité produite (millions lb)	9,6	8,2	17 %	28,4	23,3	22 %
Matériaux achetés
	Prix de revient décaissé¹	43,65	39,03	12 %	46,02	38,17	21 %
	Quantité achetée (millions lb)	3,2	3,7	(14) %	12,5	7,1	76 %
Totaux
	Prix de revient des matériaux produits et achetés¹	31,16	26,84	16 %	36,38	30,34	20 %
	Quantité de matériaux produits et achetés (millions lb)	12,8	11,9	8 %	40,9	30,4	35 %

¹ Au quatrième trimestre 2015, le coût décaissé des matériaux achetés a été de 33,79 USD par livre, comparé à 35,05 USD par livre au cours de la même période en 2014. Au quatrième trimestre 2015, le taux de change sur le prix moyen des achats était de 1,00 USD pour 1,29 CAD, comparativement à 1,00 USD pour 1,10 CAD durant le quatrième trimestre 2014. Le prix de revient décaissé des matériaux achetés était de 36,57 USD par livre en 2015, comparativement à 34,51 USD par livre en 2014. Pour l'exercice 2015, le taux de change sur le prix moyen des achats était de 1,00 USD pour 1,26 CAD, comparativement à 1,00 USD pour 1,11 CAD durant l'exercice 2014.

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

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

Afin de permettre une meilleure compréhension de ces mesures, le tableau suivant rapproche ces mesures et notre prix de revient unitaire pour les exercices et les trimestres clos au 31 décembre 2015 et au 31 décembre 2014.


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

		TRIMESTRE CLOS LE				EXERCICE CLOS LE
		31 DÉCEMBRE				31 DÉCEMBRE
(MILLIONS $)		2015		2014		2015		2014
Prix de revient des matériaux vendus		328,3		269,0		989,2		902,8
Hausse / (baisse)
	Redevances	(49,5	)	(34,5	)	(116,5	)	(91,2	)
	Frais de mise en attente	-		-		-		(24,8	)
	Autres coûts de vente	(6,7	)	(2,3	)	(13,8	)	(9,0	)
	Variation des stocks	21,5		28,5		301,8		(71,9	)
Charges d'exploitation décaissées (a)		293,6		260,7		1 160,7		705,9
Hausse / (baisse)
	Dépréciation et amortissement	100,9		96,7		269,1		272,6
	Variation des stocks	4,3		(38,0	)	58,1		(56,2	)
Total des charges d'exploitation (b)		398,8		319,4		1 487,9		922,3
Uranium produit et acheté (millions lb) (c)		12,8		11,9		40,9		30,4
Prix de revient décaissé par livre (a ÷ c)		22,94		21,91		28,38		23,22
Prix de revient total par livre (b ÷ c)		31,16		26,84		36,38		30,34



Résultats des services du cycle de combustible
(comprend les résultats pour l'UF₆, l'UO₂ et la fabrication de combustible)
		TRIMESTRE CLOS LE			EXERCICE CLOS LE
		31 DÉCEMBRE			31 DÉCEMBRE
POINTS SAILLANTS		2015	2014	VARIATION	2015	2014	VARIATION
Volume de production (millions kgU)		3,4	2,7	26 %	9,7	11,6	(16) %
Volume des ventes (millions kgU)¹		4,5	7,4	(39) %	13,6	15,5	(12) %
Prix de vente réalisé moyen	(CAD/kgU)	21,88	16,92	29 %	23,37	19,70	19 %
Prix de revient unitaire moyen (après dépréciation et amortissement)	(CAD/kgU)	17,18	14,78	16 %	18,87	17,24	9 %
Produit d'exploitation (millions $)¹		99	125	(21) %	319	306	4 %
Bénéfice brut (millions $)		21	16	31 %	61	38	61 %
Bénéfice brut (%)		21	13	62 %	19	12	58 %

¹ Inclut les ventes et le produit d'exploitation provenant des segments uranium, services du cycle de combustible et NUKEM (339 000 kgU vendus et un produit d'exploitation de 2,9 millions $ au T4 2015, comparé à 0,5 million kgU vendus et un produit d'exploitation de 4 millions $ au T4 2014, 339 000 kgU vendus et un produit d'exploitation de 2,9 millions $ en 2015, comparé à 0,5 million kgU vendus et un produit d'exploitation de 4 millions $ en 2014).

QUATRIÈME TRIMESTRE

Le produit d'exploitation total a baissé de 21 % en raison d'une baisse de 39 % du volumes des ventes, partiellement compensée par une hausse de 29 % du prix réalisé moyen.

Le prix de revient total (après dépréciation et amortissement) a diminué de 28 % (78 millions $, comparativement à 109 millions $ pour le quatrième trimestre 2014), principalement en raison d'une diminution de 39 % du volume des ventes, partiellement compensée par une hausse de 16 % du prix de revient unitaire moyen principalement en raison de la combinaison de produits vendus.

L'effet net a été une augmentation de 5 millions $ du bénéfice brut.

INTÉGRALITÉ DE L'EXERCICE

Le produit d'exploitation total a augmenté de 4 % en raison d'une augmentation de 19 % du prix de vente réalisé, partiellement compensée par une diminution de 12 % du volume des ventes.

Par rapport à l'exercice 2014, le prix de revient total des produits et services vendus (après dépréciation et amortissement) a diminué de 4 % (258 millions $, comparativement à 268 millions $ en 2014), étant donné que la baisse de 12 % du volume des ventes a été partiellement compensée par une augmentation de 9 % du prix de revient unitaire moyen (après dépréciation et amortissement). Comparativement à 2014, le coût unitaire moyen des ventes était de 9 % plus élevé, en raison de la combinaison de produits de services du cycle du combustible vendus.

L'effet net a été une augmentation de 23 millions $ du bénéfice brut.


Résultats concernant NUKEM

		TRIMESTRE CLOS LE			EXERCICE CLOS LE
		31 DÉCEMBRE			31 DÉCEMBRE
POINTS SAILLANTS		2015	2014	VARIATION	2015	2014	VARIATION
Volume des ventes d'U₃O₈ (millions lb)¹		3,7	3,4	9 %	10,7	8,1	32 %
Prix de vente réalisé moyen	(CAD/lb)	52,22	52,12	-	48,82	44,90	9 %
Coût des produits vendus (y compris dépréciation et amortissement)		186	156	19 %	512	327	57 %
Produit d'exploitation (millions $)¹		192	159	21 %	554	349	59 %
Bénéfice brut (millions $)		6	3	100 %	42	22	91 %
Bénéfice brut (%)		3	2	50 %	8	6	33 %

¹ Inclut les ventes et le produit d'exploitation provenant des segments uranium, services du cycle de combustible et NUKEM (aucune vente au T4 2015, comparé à 1,1 million de livres vendues et un produit d'exploitation de 43 millions $ au T4 2014, 0,9 million de livres vendues et un produit d'exploitation de 19,3 millions $ en 2015, comparé à 1,1 million de livres vendues et un produit d'exploitation de 43 millions $ en 2014).

QUATRIÈME TRIMESTRE

NUKEM a livré 3,7 millions de livres d'uranium, ce qui représente une augmentation de 0,3 million de livres par rapport à l'exercice 2014. Le produit d'exploitation de NUKEM s'est élevé à 192 millions $, comparativement à 159 millions $ en 2014, en raison d'une augmentation des volumes livrés.

En termes de pourcentages, le bénéfice brut s'est élevé à 3 % au quatrième trimestre 2015, comparativement à 2 % au quatrième trimestre 2014.

L'effet net a été une augmentation de 3 millions $ du bénéfice brut.

INTÉGRALITÉ DE L'EXERCICE

Au cours de l'exercice 2015, NUKEM a livré 10,7 millions de livres d'uranium, ce qui représente une augmentation de 2,6 millions de livres par rapport à l'exercice précédent, en raison d'un regain d'activité dans les marchés. Le produit d'exploitation issu de NUKEM a été de 554 millions $, supérieur de 59 % à celui enregistré en 2014, en raison d'une augmentation du volume des ventes et d'une augmentation du prix réalisé moyen, principalement dû à l'affaiblissement du dollar canadien. Le pourcentage de bénéfice brut était de 8 % pour 2015, comparativement à 6 % pour 2014.

L'effet net a été une augmentation de 20 millions $ du bénéfice brut.


Nos activités

	TRIMESTRE CLOS LE		EXERCICE CLOS LE
PART DE CAMECO	31 DÉCEMBRE		31 DÉCEMBRE
(MILLIONS LB)	2015	2014	2015	2014	PLAN 2015¹	PLAN 2016
McArthur River / Key Lake	3,8	4,4	13,3	13,3	13,7	14,0
Cigar Lake	2,3	0,2	5,7	0,2	4,0 à 5,0	8,0²
Inkai	1,1	0,7	3,4	2,9	3,0	3,0
Rabbit Lake	2,0	2,1	4,2	4,2	3,9	3,6
Smith Ranch-Highland	0,3	0,6	1,4	2,1	1,4	1,2
Crow Butte	0,1	0,2	0,4	0,6	0,3	0,2
Total	9,6	8,2	28,4	23,3	26,3 à 27,3	30,0²

¹ Nous avons mis à jour notre plan 2015 initial pour Cigar Lake (de 3 à 4 millions lb à 5 millions lb) dans notre rapport de gestion (MD&A) pour le troisième trimestre.

² Notre plan 2016 de production d'uranium emballé à partir de Cigar Lake est sujet à l'approbation des autorités réglementaires d'une augmentation de la limite annuelle de production à l'usine de McClean Lake. Voir Cigar Lake, commençant à la page 17, pour plus de renseignements.

Perspectives pour la production

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

Notre planification couvre les points suivants :

assurer une production fiable, ininterrompue et peu coûteuse sur nos sites principaux (McArthur River / Key Lake, Cigar Lake et Inkai)
terminer la phase de mise en production à Cigar Lake
chercher à augmenter la production à McArthur River / Key Lake en conjonction avec les signaux du marché
gérer nos autres installations de production et autres sources d'approvisionnement de manière à conserver suffisamment de flexibilité pour réagir aux signaux du marché et profiter des opportunités génératrices de valeur au sein de notre propre portefeuille et sur le marché de l'uranium
conserver l'avantage que nous confère nos coûts concurrentiels, en mettant l'accent sur l'exécution et l'excellence opérationnelle

MCARTHUR RIVER / KEY LAKE

Production

La production à McArthur River / Key Lake s'est élevée à 19,1 millions lb, notre part étant de 13,3 millions lb. Ce résultat est inférieur de 3 % à nos prévisions pour l'exercice, en raison d'arrêts pour travaux d'entretien non planifiés afin de réparer le four de calcination à Key Lake. La production annuelle était inchangée par rapport à 2014.

Permis et capacité de production

En 2015, la CCSN a approuvé notre demande de rehaussement de la production annuelle autorisée à McArthur River à 25 millions de livres (sur une base de 100 %), afin de disposer de la souplesse nécessaire pour correspondre à la capacité de traitement approuvée de l'usine de Key Lake. Les manuels des conditions de permis pour ces opérations permettent désormais aux deux sites de produire jusqu'à 25 millions de livres (sur une base de 100 %) par an.

Extension de Key Lake et augmentation de la production à McArthur River

À l'appui de notre stratégie visant à disposer de la souplesse nécessaire pour répondre aux conditions du marché à mesure qu'elles évoluent, nous continuons de faire avancer des projets qui sont nécessaires pour maintenir et accroître la production lorsque les marchés signaleront qu'une augmentation de la production est nécessaire.

L'usine de Key Lake est entrée en service en 1983 et nous continuons à mettre à niveau ses circuits au moyen de nouvelles technologies permettant de simplifier les activités et d'améliorer notre performance environnementale. Le plan de revitalisation a impliqué une augmentation de notre capacité de traitement des résidus et une augmentation de la capacité de production annuelle d'uranium de l'usine, afin de suivre de près celle de la mine de McArthur River. Dans le cadre des mises à niveau, nous poursuivons la construction d'un nouveau circuit de calcination et nous prévoyons de le mettre en service en 2016. Le circuit de calcination existant restera en place jusqu'à ce que le nouveau système de calcination soit entièrement opérationnel. Le projet de remplacement du four de calcination a été conçu d'une façon telle que nous pourrons utiliser temporairement n'importe lequel des deux fours de calcination, ce qui permettra d'atténuer les risques pour notre taux de production pendant la phase de mise en service. Pour pouvoir augmenter la production à Key Lake, nous avons également besoin d'optimiser et d'agrandir les circuits d'extraction du solvant et de cristallisation de l'usine (projets prévus pour 2017).

À McArthur River, 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. Notre planification couvre les points suivants :

amélioration de notre circuit de déshydratation et développement de notre capacité de traitement de l'eau, tel que requis pour l'atténuation d'éventuelles pertes de capacité si l'extension de la mine devait entraîner une augmentation des volumes d'eau de fond
développement de la capacité des circuits de distribution de béton et de la capacité de traitement de l'usine

Nouveaux domaines d'exploitation minière

Les nouvelles zones minières et l'augmentation de la production de la mine imposent une augmentation des capacités de ventilation et de congélation. En 2015, nous avons continué à améliorer notre infrastructure électrique en surface, dans le cadre de notre plan visant à répondre à ces besoins futurs. Nous avons progressé dans les travaux de terrassement nécessaire pour préparer les prochaines installations de congélation, qui devraient commencer à congeler l'extrémité sud du corps minéralisé (zone 4) en 2017.

Nous avons également apporté des modifications au puits n° 2 pour augmenter le débit d'air, entraînant une amélioration de 15 à 20 % de la capacité de ventilation. L'amélioration de la ventilation permet d'éliminer le besoin de creuser un nouveau puits d'aération pour soutenir un taux de production plus élevé.

Capacités de traitement des résidus

Nous nous attendons à disposer de capacités de traitement des résidus suffisantes pour prendre en charge toutes les réserves minérales connues de McArthur River ainsi que ses ressources, même dans l'éventualité de leur conversion en réserves, tout en disposant d'une capacité supplémentaire de traitement du minerai issu des usines d'autres dépôts régionaux.

PLANIFICATION DE L'AVENIR À MCARTHUR RIVER / KEY LAKE

Production

Nous prévoyons de produire 20,0 millions de livres en 2016, soit 14,0 millions de livres pour notre quote-part.

Progrès de l'expansion

Comme divulgué précédemment dans notre Rapport technique de 2012, nous prévoyons d'atteindre une capacité annuelle de 22 millions de livres en 2018. Le capital requis pour ce faire est indiqué dans notre plan de dépenses d'investissements de 2016 et dans nos perspectives concernant nos activités d'investissement en 2017 et 2018, commençant à la page 6.

Dans le cadre de l'augmentation à 22 millions de livres par an, nous optimiserons la capacité de l'usine de Key Lake et de la mine de McArthur River, en vue d'accroître encore davantage la production, pour atteindre 25 millions de livres par an (sur une base de 100 %), lorsque les conditions du marché s'amélioreront. En utilisant cette approche, nous ne nous attendons pas à avoir besoin d'un montant de capital de croissance supplémentaire important pour faire passer la production annuelle de 22 millions de livres à 25 millions de livres. Nous nous attendons à ce que cette approche progressive nous permette d'extraire le maximum de valeur de l'opération tandis que le marché se rétablit.

Exploration

En 2015, des forages souterrains ont permis de mieux délimiter les ressources minérales de la zone A. La définition souterraine de la zone B sera menée en 2016 et 2017, afin d'obtenir les informations requises pour les travaux d'ingénierie et élaborer des plans d'exploitation minière plus détaillés.

CIGAR LAKE

Production

La production totale à Cigar Lake s'est élevée à 11,3 millions de livres d'U₃O₈conditionné ; notre quote-part étant 5,7 millions de livres. Le site a dépassé nos prévisions de 10 millions de livres (sur une base de 100 %) en raison d'une productivité plus élevée et de notre intention d'ajuster la production annuelle selon les besoins, en utilisant notre expérience d'exploitation pendant la phase de mise en production.

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

nous avons terminé la mise en service de l'équipement nécessaire pour faire fonctionner les trois unités JBS à une échelle de production
nous avons fait venir d'autres camions de transport de boues de minerai, afin de nous assurer de disposer d'une capacité de transport suffisante pour transporter les boues de minerai à l'usine de traitement de McClean Lake
nous avons terminé la mise en service des circuits de traitement souterrain et mis à jour notre plan pour la phase de mise en production, en nous basant sur notre expérience avec les mises en service
nous avons modifié les mines et les plans de projets pour refléter notre décision d'effectuer la congélation exclusivement depuis la surface
nous avons déclaré l'entrée en phase de production commerciale

Entrée en phase de production commerciale

L'entrée en phase de production commerciale entraîne un changement dans le traitement comptable des coûts encourus à la mine. Au cours du deuxième trimestre de 2015, Cigar Lake a satisfaisait à tous les critères établis pour la production commerciale, y compris les temps de cycle et les spécifications de processus. Par conséquent, à compter du 1er mai 2015, nous avons commencé à imputer tous les coûts de production, y compris la dépréciation, au coût des stocks et, par la suite, à les reconnaître dans le prix de revient lorsque le produit est vendu.

Développements souterrains

À la suite de notre décision à l'avenir d'utiliser de manière exclusive la congélation depuis la surface et des modifications du plan de la mine, nous avons effectué l'essentiel des développements et des forages de congélation requis pour l'exploitation minière en 2016. Nous continuons de planifier l'expansion future de l'infrastructure de congélation depuis la surface prévue pour la fin 2016.

Mise à jour concernant l'usine de McClean Lake

Des dépenses supplémentaires d'environ 50 millions $ (sur une base de 100 %, notre quote-part étant 25 millions $) seront vraisemblablement nécessaires en 2016 pour l'usine de McClean Lake, principalement pour achever la modernisation des installations de neutralisation des résidus, dans le cadre de la phase d'augmentation de la production à 18 millions de livres par an.

PLANIFICATION DE L'AVENIR À CIGAR LAKE

Production

Nous prévoyons de produire 16,0 millions de livres de produit conditionné en 2016, soit 8,0 millions de livres pour notre quote-part.

Pour 2016, nous avons planifié les actions suivantes :

étendre la plateforme actuelle de congélation depuis la surface et planifier l'expansion des installations de congélation pour soutenir la production future
faire avancer les travaux souterrains en fonction du nouveau plan de la mine et remblayer les amoncellements qui ne sont plus requis pour les opérations de congélation souterraine
poursuivre la phase de mise en production jusqu'à atteindre le taux de production annuel prévu de 18 millions de livres (sur une base de 100 %) d'ici à 2017

Exploration

Nous prévoyons d'effectuer des forages de délimitation depuis la surface, afin de confirmer et d'actualiser les ressources contenues dans la partie ouest du gisement. Nous prévoyons environ 65 000 mètres de forage au diamant sur une période de trois ans, à compter de 2016, afin d'effectuer une interprétation géologique et géotechnique détaillée, une estimation des ressources et une étude technique pour la partie ouest du gisement.

Calendrier de la mise en production

Nous prévoyons d'atteindre la pleine production annuelle de 18 millions de livres (sur une base de 100 %, notre quote-part étant 9 millions de livres) en 2017.

La licence d'exploitation de l'usine de traitement de McClean Lake limite actuellement la production annuelle à 13 millions de livres. AREVA a présenté une demande à la CCSN pour augmenter la production annuelle autorisée de l'usine. Nos prévisions de production de la mine de Cigar Lake pour 2016 et 2017 sont donc sujettes à l'obtention par AREVA des approbations réglementaires nécessaires pour augmenter la production de l'usine.

Relations professionnelles

La convention collective de travail actuelle entre AREVA et les employés syndiqués de l'établissement minier de McClean Lake arrive à expiration en mai 2016. Il existe donc un risque pour nos prévisions de production de 2016 et 2017 à Cigar Lake si AREVA n'est pas en mesure de parvenir à un accord et qu'un conflit de travail se produit.

INKAI

Production

La production totale à Inkai s'est élevée à 5,8 millions de livres ; notre quote-part étant 3,4 millions de livres. La production a été 17 % plus élevée que la production en 2014. En 2015, la législation régissant l'utilisation du sous-sol au Kazakhstan a été modifiée afin de permettre aux producteurs de produire dans une fourchette de 20 % (au-dessus ou au-dessous) de leur capacité annuelle autorisée. En conséquence, Inkai a produit 5,8 millions de livres en 2015, soit 11 % de plus que sa capacité annuelle autorisée. L'augmentation de la production a été le résultat d'une teneur du minerai traité plus élevée et d'une amélioration de l'efficacité du développement du champ de captage, comparativement à 2014.

Financement des projets

En date du 31 décembre 2015, Inkai a entièrement remboursé son emprunt lié au développement des blocs 1 et 2, conformément à notre accord de financement de ces projets. Ainsi, en 2015, Inkai a remboursé 55 millions USD en capital et payé 0,8 million USD en intérêts sur le prêt.

Nous avons actuellement un prêt en cours à Inkai pour ses travaux sur le bloc 3 et, à compter du 31 décembre 2015, le capital de ce prêt s'élevait à 148 millions USD. En vertu de l'accord de prêt, Inkai doit rembourser Cameco en utilisant les bénéfices générés par la vente de matériaux produits dans le bloc 3.

Augmentation de la production

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

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

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

Exploration du bloc 3

En 2015, Inkai a terminé la construction des installations de lixiviation des tests et a commencé la production pilote des champs de captage ; Inkai a également continué les travaux d'évaluation préliminaire du potentiel minéral du bloc 3 selon les normes du Kazakhstan.

Extension de la licence pour le bloc 3

Les installations de lixiviation des tests du bloc 3 sont désormais opérationnelles et la mise en service des champs de captage des tests a été réalisée au cours de l'année 2015. Notre demande de prolongation de la période d'évaluation du bloc 3 est toujours en attente d'approbation finale auprès du ministère de l'Énergie de la République du Kazakhstan. Inkai continue de travailler sur l'évaluation finale du potentiel minéral du bloc 3 selon les normes du Kazakhstan. Bien qu'un certain nombre de prolongations de la période de licence aient été accordées par les autorités réglementaires du Kazakhstan dans le passé, il n'y a aucune garantie qu'une telle prolongation sera accordée à Inkai. Sans une telle extension, nous courons le risque de perdre nos droits envers le bloc 3 et de ne pas être indemnisés pour le financement que nous avons offert à Inkai pour ses activités liées au bloc 3.

PLANIFICATION DE L'AVENIR À INKAI

Production

Nous estimons que la production totale des blocs 1 et 2 devrait s'élever à 5,2 millions de livres en 2016, notre quote-part étant de 3,0 millions de livres. Nous envisageons de maintenir la production à ce niveau jusqu'à ce que les plans de croissance potentielle soient finalisés avec Kazatomprom.

Exploration du bloc 3

En 2016, Inkai prévoit de continuer la production pilote à partir des installations de lixiviation des tests et de continuer à travailler sur l'évaluation finale du potentiel minéral du bloc 3 selon les normes du Kazakhstan.

RABBIT LAKE

Production

En 2015, la production est demeurée inchangée par rapport à la production de 2014 à la suite de la combinaison d'un échéancier de chantiers d'abattage de production et de minerai ayant une teneur un peu plus élevée.

Le développement et la production se sont poursuivis à la mine d'Eagle Point. À l'usine, nous avons continué d'améliorer l'efficacité du programme d'exploitation de l'usine.

Restrictions temporaires de l'exploitation minière

Le 17 décembre 2015, nous avons annoncé que les activités minières souterraines à Eagle Point avaient été restreintes en raison d'un éboulement de roches dans une zone inactive de la mine. Par mesure de précaution, les membres du personnel non essentiel ont été évacués de la mine pendant que l'état de la zone touchée était évalué. La production de la mine a été suspendue, mais le broyage du minerai miné et transporté antérieurement au problème s'est poursuivi jusqu'à la fin de l'année.

L'évaluation a déterminé que des réparations étaient nécessaires pour supporter les parois dans la zone touchée de la mine. Les réparations ont été effectuées et la stabilité dans d'autres zones de la mine a également été évaluée. La mine a rouvert et a repris ses activités normales le 3 février 2016.

PLANIFICATION DE L'AVENIR À RABBIT LAKE

Production

Nous prévoyons de produire 3,6 millions de livres en 2016. La diminution par rapport à 2015 est le résultat de la restriction des activités de la mine survenue fin 2015, et qui s'est prolongée jusqu'en 2016.

Capacités de traitement des résidus

En vertu de notre permis actuel, nous disposons d'une capacité de traitement des résidus suffisante pour supporter les broyages du minerai d'Eagle Point jusque vers la fin 2017, en se basant sur les estimations de tonnage de minerai, de taux de broyage et des propriétés des résidus.

Notre plan pour utiliser pleinement les capacités de traitement des résidus des installations de gestion sur place des résidus de Rabbit Lake implique l'obtention d'une approbation réglementaire durant l'année 2016 ; nous avons soumis une demande dans ce sens. Après avoir reçu ces approbations réglementaires et lorsque nous aurons terminé les travaux nécessaires sur le puits existant, nous prévoyons de disposer d'une capacité de traitement des résidus suffisante pour supporter les broyages du minerai d'Eagle Point au moins jusqu'en 2021, en se basant sur les estimations de tonnage de minerai, de taux de broyage et des propriétés des résidus.

Exploration

En 2016, nous prévoyons de poursuivre notre programme de remplacement des réserves de forage souterrain dans des zones d'intérêt situées au nord et au nord-est des chantiers miniers actuels. Les travaux de forage seront exécutés depuis des lieux souterrains.

Remise en état

Dans le cadre de notre plan pluriannuel de remise en état à l'échelle du site, nous avons dépensé plus de 0,7 million $ en 2015 pour remettre en état des installations qui ne sont plus utilisées et nous prévoyons de dépenser plus de 0,5 million $ en 2016.

SERVICES DU CYCLE DE COMBUSTIBLE

MISE À JOUR DE 2015

Production

Les services du cycle de combustible ont produit 9,7 millions kgU, 16 % de moins qu'en 2014. Cela résulte de notre décision de diminuer la production en réponse à la faiblesse des conditions du marché et la résiliation de notre accord de conversion en sous-traitance avec SFL en 2014.

Nettoyage et modernisation du site de conversion de Port Hope (Vision in Motion)

Le projet « Vision in Motion » est actuellement en phase de faisabilité et en 2016 nous allons poursuivre le processus d'autorisation auprès de la CCSN, nécessaire à l'avancement du projet.

Relations professionnelles

Environ 100 employés syndiqués des sites de Port Hope et Cobourg (Ontario) de Cameco Fuel Manufacturing Inc. ont accepté une nouvelle convention collective au cours du deuxième trimestre 2015. Les employés, représentés par la section locale 14193 du Syndicat des métallurgistes unis, ont accepté un contrat de trois ans incluant une augmentation de salaire de 7 % pendant la durée de l'accord. Le contrat précédent a expiré le 1er juin 2015.

PLANIFICATION DE L'AVENIR DES SERVICES DU CYCLE DE COMBUSTIBLE

Production

Pour 2016, nous avons réduit notre objectif de production à une fourchette de 8 à 9 millions de kgU afin de nous adapter à la faiblesse continue du marché.

Relations professionnelles

La convention collective de travail actuelle avec nos employés syndiqués du site de conversion de Port Hope expire le 30 juin 2016. Nous commencerons le processus de négociation au début de 2016.

Autorités de réglementation

La licence d'exploitation actuelle pour le site de conversion de Port Hope expire en février 2017. Le processus de renouvellement de la licence auprès de la CCSN sera engagé en 2016.

Personnes qualifiées

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

MCARTHUR RIVER / KEY LAKE

Alain G. Mainville, directeur de la gestion des ressources minérales chez Cameco
David Bronkhorst, vice-président de l'exploitation minière et de la technologie chez Cameco
Baoyao Tang, surintendant technique de McArthur River chez Cameco

CIGAR LAKE

Alain G. Mainville, directeur de la gestion des ressources minérales chez Cameco
Leslie Yesnik, directrice générale de Cigar Lake chez Cameco
Scott Bishop, directeur des services techniques chez Cameco

INKAI

Alain G. Mainville, directeur de la gestion des ressources minérales chez Cameco
Darryl Clark, directeur général de JV Inkai
Lawrence Reimann, responsable des services techniques chez Cameco Resources
Bryan Soliz, géologue principal, gestion des ressources minérales chez Cameco

Avertissement relatif aux énoncés prospectifs

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

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

Ils comprennent généralement des termes et des phrases sur l'avenir, tels que : anticiper, penser, estimer, prévoir, planifier, avoir l'intention de, objectif, cibles, prévision, projet, stratégie et perspectives (voir les exemples ci-dessous).
Ils représentent nos opinions actuelles et peuvent changer de façon considérable.
Ils reposent sur un certain nombre d'hypothèses importantes, y compris celles que nous avons énumérées à la page 22, mais qui peuvent s'avérer inexactes.
Les résultats et évènements réels peuvent différer sensiblement de ceux que nous prévoyons à l'heure actuelle en raison des risques liés à nos activités. Nous mentionnons un certain nombre de ces risques importants aux pages 21 et 22. Nous vous recommandons également de consulter notre notice d'information annuelle, qui comprend une présentation des autres risques significatifs qui pourraient amener les résultats réels à différer sensiblement de nos attentes actuelles.
Les renseignements prospectifs visent à vous aider à comprendre les opinions actuelles de la direction sur nos perspectives à court terme et à long terme, et peuvent ne pas être appropriés à d'autres fins. Nous ne mettrons pas nécessairement ces renseignements à jour, à moins que les lois sur les valeurs mobilières ne l'exigent.

Exemples de renseignements prospectifs contenus dans le présent document

Nos perspectives consolidées pour l'exercice et nos perspectives concernant nos segments uranium, services du cycle de combustible et NUKEM pour 2016
nos attentes pour les futurs versements et les taux en matière d'imposition
nos attentes pour les futurs versements de redevances
nos attentes pour les livraisons d'uranium en 2016
notre analyse de la sensibilité des prix pour notre segment de l'uranium
nos prévisions pour 2016, 2017 et 2018 en matière de dépenses en capital
la présentation de nos attentes concernant nos différends relatifs aux prix de transfert, y compris notre estimation du montant et du calendrier prévu pour les taxes en espèces et les pénalités sur les prix de transfert
nos futurs plans et attentes pour chacune de nos propriétés d'exploitation d'uranium et chacun de nos sites d'exploitation de services du cycle de combustible.

Risques importants

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

Hypothèses importantes

Nos prévisions relatives aux volumes des ventes et des achats, ainsi qu'aux prix de l'uranium et des services du cycle de combustible
nos attentes concernant la demande en uranium, la construction de nouvelles centrales nucléaires et le renouvellement de permis relatifs aux centrales existantes ne sont pas affectées plus négativement que prévu par les changements dans la règlementation ou dans la perception du public à l'égard de la sécurité entourant les centrales nucléaires
nos prévisions en matière de niveaux et de coûts de production
les hypothèses concernant les conditions du marché sur lesquelles nous avons fondé nos prévisions de dépenses d'investissement
nos attentes concernant les cours au comptant et les prix réalisés pour l'uranium et d'autres facteurs évoqués ci-dessus, à la section Analyse de la sensibilité des prix : segment de l'uranium
nos prévisions relatives aux taux d'imposition et aux paiements fiscaux, aux taux de change des devises étrangères et aux taux d'intérêt
nos prévisions quant à l'issue de nos différends avec les autorités fiscales
l'hypothèse que nous pourrons utiliser des lettres de crédit dans la mesure prévue dans le cadre de notre différend avec l'ARC
nos frais de désaffectation et de remise en état
nos estimations en matière de réserves et de ressources minérales, ainsi que les hypothèses sur lesquelles elles reposent, sont fiables
les conditions géologiques, hydrologiques et autres de nos mines
la réussite de nos projets de développement, d'exploitation minière et de production à McArthur River
nos plans de développement, d'exploitation minière et de production à Cigar Lake réussissent, y compris que le gisement est congelé tel que prévu
la modification et l'extension de l'usine de McClean Lake sont achevées tel que prévu et l'usine est en mesure de traiter le minerai de Cigar Lake tel que prévu
l'approbation de l'augmentation de la production à la mine de McClean Lake est approuvée par les autorités réglementaires et qu'aucun conflit social n'affecte la mine de McClean Lake
notre capacité à continuer de fournir nos produits et nos services dans les quantités et délais convenus
notre capacité à respecter les exigences réglementaires actuelles et futures concernant l'environnement, la sécurité et autres, et aussi à obtenir et à maintenir les approbations règlementaires requises
nos activités ne sont pas perturbées de manière notable par une instabilité politique, des nationalisations, le terrorisme, des sabotages, des blocus, l'agitation civile, l'activisme social ou politique, des pannes d'équipement, des catastrophes naturelles, les agissements gouvernementaux ou politiques, des procédures contentieuses ou d'arbitrage, la non-disponibilité de réactifs, de pièces et approvisionnements d'exploitation essentiels à la production, un pénurie de main-d'œuvre, des problèmes de relations de travail (y compris l'incapacité à renouveler la convention collective de travail avec les employés syndiqués au site de conversion de Port Hope), des grèves ou des blocages, des inondations souterraines, des affaissements de terrain, une défaillance des bassins de retenue des résidus, le manque de capacité des bassins de retenue des résidus, des perturbations ou des accidents, ou d'autres incertitudes de développement et d'exploitation.

Conférence téléphonique

Nous vous invitons à participer à notre téléconférence relative au quatrième trimestre, le lundi 8 février 2016 à 11h (HNE).
Tous les investisseurs et les représentants des médias sont invités à y participer. Pour participer à la conférence, veuillez composer le (800) 769-8320 (Canada et États-Unis) ou le (416) 340-8530. Un opérateur acheminera votre appel. Une retransmission audio en direct de la téléconférence sera accessible au moyen d'un lien affiché sur le site cameco.com. Vous trouverez ce lien sur notre page d'accueil le jour de la conférence téléphonique.

Un enregistrement de la conférence téléphonique sera disponible :

sur notre site Internet cameco.com peu après la conférence téléphonique
en différé jusqu'au 13 mars 2016 à minuit (HNE), en composant le (800) 408-3053 (Canada et États-Unis) ou le (905) 694-9451 (code d'accès : 5846753).

Dates de publication des rapports trimestriels de 2016

Nous prévoyons d'annoncer nos résultats trimestriels de 2016 comme suit :

résultats financiers et opérationnels consolidés du premier trimestre : avant l'ouverture des marchés le 29 avril 2016
résultats financiers et opérationnels consolidés du deuxième trimestre : avant l'ouverture des marchés le 28 juillet 2016
résultats financiers et opérationnels consolidés du troisième trimestre : avant l'ouverture des marchés le 2 novembre 2016

La date en 2017 pour l'annonce des résultats financiers et opérationnels consolidés du quatrième trimestre et de l'exercice fiscal sera fournie dans notre rapport de gestion (MD&A) du troisième trimestre. Les dates de publication sont sujettes à changement.

Informations supplémentaires

Notre rapport de gestion annuel pour 2015 et nos états financiers annuels vérifiés seront bientôt disponibles sur SEDAR (sedar.com), sur EDGAR (sec.gov/edgar.shtml) et sur notre site Internet (cameco.com). Notre notice d'information annuelle 2015 devrait être disponible au cours du mois de mars.

Profil de la société

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

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

Renseignements:

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

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

Cameco présente ses résultats financiers pour le quatrième trimestre et l'exercice 2015