Résultats de Technip pour le premier trimestre 2015

Regulatory News:

Technip (Paris:TEC) (ISIN:FR0000131708) (ADR:TKPPY):

Le Conseil d’Administration de Technip, réuni le 21 avril 2015, a arrêté les comptes consolidés ajustés du premier trimestre 2015.

Note : Les résultats du premier trimestre présentés dans ce communiqué de presse ont été préparés sur la base ajustée décrite dans le communiqué de presse de Technip sur les résultats du quatrième trimestre et de l’exercice 2014. Ces résultats reflètent le reporting financier utilisé à des fins de gestion.

¹ Résultat opérationnel courant ajusté après quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence.
² Résultat net ajusté, part du Groupe, avant éléments non courants.
³ Résultat opérationnel courant ajusté après quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence avant dépréciations et amortissements.
⁴ Résultat opérationnel courant ajusté après quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence, divisé par le chiffre d’affaires ajusté.
⁵ En conformité avec les normes IFRS, le bénéfice par action calculé sur une base diluée s'obtient en divisant le résultat net de la période par le nombre moyen d'actions en circulation, augmenté du nombre moyen pondéré d'options de souscription non encore exercées et des actions gratuites attribuées calculé selon la méthode dite "du rachat d'actions" (IFRS 2) moins les actions auto-détenues. Dans le cadre de cette méthode, les options de souscription d'actions anti-dilutives ne sont pas prises en compte dans le calcul du PBA ; ne sont retenues que les options qui sont dilutives c'est-à-dire celles dont le prix d'exercice augmenté de la charge IFRS 2 future et non encore comptabilisée est inférieur au cours moyen de l'action sur la période de référence du calcul du résultat net par action.

M. Thierry Pilenko, Président-Directeur Général de Technip a déclaré : « Au cours du premier trimestre 2015, Technip a enregistré de résultats solides malgré des vents contraires sur notre industrie : le chiffre d’affaires, le résultat opérationnel courant et le résultat net ajustés du Groupe ont progressé respectivement de 17 %, 43 % et 28 % par rapport à l’an dernier.

Comme pour les trois trimestres précédents, la performance a été contrastée d’un segment à l’autre. Dans le segment Subsea, nous avons enregistré une forte croissance du chiffre d’affaires ajusté, +28 %, et une nette amélioration de la marge et du résultat opérationnel ajusté par rapport au premier trimestre de l’année passée. La prise de commandes a été solide, dépassant le milliard d’euros, grâce à une demande soutenue pour le développement des champs pré-salifères au Brésil, avec l’attribution d’un contrat significatif de conduites flexibles à fort contenu technologique. La performance de l’Onshore/Offshore n’a pas été satisfaisante. Même si le chiffre d’affaires ajusté s’est amélioré grâce à de nouveaux projets (comme Yamal) remportés l’an dernier, le résultat opérationnel ajusté a baissé, s’établissant à 24 millions d’euros. La prise de commandes a été solide en termes de contrats de services grâce à des travaux en phase préliminaire et des contrats de conseil en management de projets (PMC), mais elle a été plus faible en ce qui concerne l’attribution de grands contrats, ce qui explique la faible valeur totale enregistrée au niveau de la prise de commandes.

Le carnet de commandes de Technip dépasse les 20 milliards d’euros et notre bilan est solide avec une situation de trésorerie nette ajustée en hausse de 0,6 milliard d’euros, à 1,7 milliard d’euros. Nos plans de réduction des coûts et de productivité se sont traduits par une baisse de nos coûts commerciaux, administratifs et généraux de 11 millions d’euros par rapport à l’an dernier ainsi que par une diminution des charges corporate au cours du trimestre.

En ce qui concerne l’année 2015, nos objectifs pour le Groupe restent inchangés. Toutefois, à ce stade, compte-tenu de la surperformance de l’activité Subsea et de la sous-performance de l’activité Onshore/Offshore, nous revoyons à la hausse notre objectif de résultat opérationnel courant ajusté pour le Subsea, soit vers le haut de la fourchette annoncée, à environ 840 millions d’euros, et nous revoyons à la baisse notre objectif pour l’Onshore/Offshore soit autour du bas de la fourchette annoncée, à environ 250 millions d’euros.

De manière plus générale, nous confirmons nos commentaires sur la situation du marché indiqués lors de la publication de nos résultats annuels mi-février : nous continuons de penser que le ralentissement va perdurer et rester significatif. La forte baisse des prix du pétrole a eu un impact significatif sur le comportement de nos clients, qu’il s’agisse des compagnies pétrolières nationales ou des compagnies pétrolières internationales. Les nouveaux projets sont bien évidemment reportés dans la mesure où les clients revoient leurs priorités en matière d’investissements dans un environnement économique qui change durablement. Les projets ayant démarré en 2014 et avant continuent d’avancer, mais la pression exercée sur les fournisseurs est exacerbée par le manque de flexibilité financière de certains clients. Comme nous l’avions dit dès le deuxième trimestre l’an dernier, les négociations sur les projets se prolongent, en particulier dans le segment Onshore/Offshore.

Toutefois, bien que les clients mettent sous pression leurs fournisseurs, ils cherchent aussi des façons innovantes et collaboratives de réduire leurs coûts d’investissements. Tandis que les nouveaux projets doivent évidemment être viables pour avancer, des investissements sont nécessaires pour éviter une réduction massive de la production dans les années à venir. C’est dans cet esprit que nous avons signé une alliance inédite avec FMC Technologies ce trimestre. Nous avons entamé les discussions il y a un an et une conviction commune a rapidement émergé, à savoir qu’avec une implication très tôt dans la conception, les deux sociétés pourraient considérablement réduire les coûts de développement dans l’offshore et le subsea. En résumé, notre alliance avec FMC Technologies est un catalyseur de nouveaux projets. A ce jour, la mise en œuvre de l’alliance et de la joint-venture Forsys Subsea avance comme prévu et une équipe commune est en train d’être constituée.

D’un point de vue opérationnel, nos priorités pour le reste de l’année demeurent inchangées : d’une part maintenir un élan pour notre solide carnet de commandes de projets Subsea, redoubler d’efforts y compris auprès des clients de nos projets Onshore/Offshore, renouveler notre carnet de commandes de manière sélective et réduire nos coûts ; d’autre part, intensifier le travail avec nos clients pour optimiser leurs projets grâce à une implication à un stade préliminaire, en mettant en œuvre notre savoir-faire et notre technologie. »

I. PRISE ET CARNET DE COMMANDES

1. Prise de commandes pour le premier trimestre 2015

Au cours du premier trimestre 2015, la prise de commandes de Technip s’est élevée à 1,5 milliard d’euros. La répartition par segment d’activité est la suivante :

Dans le Subsea, la prise de commandes comprend un contrat majeur pour le développement du champ pré-salifère Lula Alto au Brésil. Ce contrat porte sur la fourniture d’environ 200 kilomètres de conduites flexibles de haute technologie et des équipements associés, qui seront produits dans nos usines de fabrication à Vitoria et Açu.

Dans le golfe du Mexique, Technip a signé deux contrats destinés au champ Amethyst situé au niveau du Mississipi Canyon 26. Le premier couvre l’ingénierie détaillée, la fourniture des équipements, la fabrication, l’assemblage et les tests d’un riser statique de production de 5 pouces. Le deuxième comprend l’installation de la conduite à travers un raccordement à la plate-forme fixe Pompano, située à environ 395 mètres de profondeur.

En mer du Nord, Technip a remporté un contrat portant sur l’unité flottante de production, stockage et déchargement (FPSO) Triton. Ce contrat inclut la fabrication d’un ombilical dynamique qui sera fabriqué dans notre usine de Newcastle au Royaume-Uni, et l’utilisation du navire de support de plongée l’Orelia pour la campagne d’installation.

Dans l’Onshore/Offshore, la prise de commandes comprend un contrat d’ingénierie d’avant-projet détaillé (FEED) pour deux plates-formes à lignes tendues destinées au développement conjoint des champs Liuhua 11-1 et 16-2 situés en mer de Chine méridionale. Ce contrat couvre la conception et l’ingénierie des topsides (dont deux unités de forage), des coques, des systèmes d’ancrage et de la liaison fond-surface.

Technip a également signé un contrat pour ses activités Stone & Webster Process Technology. Ce contrat porte sur la fourniture de sa technologie propriétaire, de services d’ingénierie détaillée et d’approvisionnement destinés à un four de reformage d’une usine d’hydrogène, située près de la raffinerie Socar Turcas Aegean (STAR) qui sera construite en Turquie.

En annexe IV (b), figurent les principaux contrats annoncés depuis janvier 2015 et une indication de leur valeur approximative lorsque celle-ci a été publiée.

¹ La prise de commandes inclut tous les projets dont le chiffre d’affaires est consolidé dans nos états financiers ajustés.

2. Carnet de commandes par zone géographique

A la fin du premier trimestre 2015, le carnet de commandes de Technip s’est élevé à 20,6 milliards d’euros, contre 20,9 milliards d’euros à la fin du quatrième trimestre 2014 et 15,4 milliards d’euros à la fin du premier trimestre 2014.

La répartition géographique du carnet de commandes est indiquée dans le tableau ci-dessous :

3. Ecoulement du carnet de commandes

Près de 40 % du carnet de commandes devrait s’écouler en 2015.

II. PRINCIPALES INFORMATIONS FINANCIERES ET OPERATIONNELLES POUR LE PREMIER TRIMESTRE 2015 – BASE AJUSTEE

1. Subsea

Le segment Subsea a enregistré un chiffre d’affaires et des résultats en hausse substantielle par rapport au premier trimestre 2014. Les principales opérations pour le trimestre ont été les suivantes :

• Aux Amériques :

  • Dans le Golfe du Mexique, le projet Delta House a été achevé. Avant de partir pour la mer du Nord, le Deep Blue a été mobilisé sur le projet Julia pour sa première et sa deuxième campagne d’installation. Les opérations de soudage ont continué dans notre base d’assemblage de Mobile pour les projets Stones et Julia. Au même moment, les activités d’ingénierie et de fourniture des équipements ont avancé sur le projet Kodiak.
  • Au Brésil, la production de conduites flexibles destinées aux champs pré-salifères a démarré pour Iracema Norte et s’est poursuivie pour Iracema Sul, Sapinhoá & Lula Nordeste et Sapinhoá Norte dans nos usines de fabrication à Vitoria et Açu.

¹ Le carnet de commandes inclut tous les projets dont le chiffre d’affaires est consolidé dans nos états financiers ajustés.

• En mer du Nord, le Skandi Arctic a été mobilisé sur le projet Bøyla et le North Sea Atlantic a été mobilisé sur le projet Åsgard Subsea Compression en Norvège. Le Deep Energy et l’Apache II ont été mobilisés sur le champ Alder en Ecosse pour effectuer l’installation respectivement des conduites et des ombilicaux. A la fin du trimestre, le Deep Blue est arrivé pour sa campagne de pose de conduites sur Quad 204 en Ecosse.
• En Afrique de l’Ouest, le Deep Pioneer a été mobilisé pour deux campagnes d’installation sur la phase 2 du projet GirRI, tandis que le Deep Orient a démarré sa campagne pour le développement du Bloc 15/06 en Angola. Les phases d’ingénierie et de fourniture des équipements ont avancé sur d’autres grands projets dont Moho Nord au Congo, T.E.N. au Ghana et Kaombo en Angola.
• En Asie Pacifique, l’ingénierie et la fourniture des équipements ont avancé pour les parties Subsea des projets Malikai et Prelude situés respectivement en Malaisie et en Australie. L’ingénierie et la fourniture des équipements ont progressé sur les projets Jangkrik et Bangka en Indonésie, pour lesquels les conduites flexibles sont fabriquées dans notre usine Asiaflex. Après sa période de maintenance achevée en février, la G1201 a été mobilisée sur le bloc SK316 en Malaisie.
• Au Moyen-Orient, le projet Jalilah B a été achevé aux Emirats Arabes Unis.

Au final, le taux d’utilisation des navires du Groupe pour le premier trimestre 2015 s’est élevé à 68 %, contre 69 % pour le premier trimestre 2014, et 74 % pour le quatrième trimestre 2014.

La performance financière pour le segment Subsea est présentée dans le tableau suivant :

2. Onshore/Offshore

Comme indiqué précédemment, la performance du segment Onshore/Offshore a été impactée par des conditions de marché toujours difficiles. Le chiffre d’affaires a légèrement augmenté et les résultats ont baissé par rapport au premier trimestre 2014. Les principales opérations pour le trimestre ont été les suivantes :

• Au Moyen-Orient, la fabrication des plates-formes FMB pour le Qatar a avancé et les travaux de construction ont progressé sur l’usine d’Halobutyl en Arabie Saoudite. Dans le même temps, les phases d’ingénierie et de fourniture des équipements se sont poursuivies sur le complexe d’Umm Lulu à Abu Dhabi.
• En Asie Pacifique, la construction de la plate-forme à lignes tendues de Malikai et des plates-formes du champ SK316 s’est poursuivie en Malaisie, tandis que l’équipe PMC a été mobilisée sur le projet RAPID. En Corée, les topsides ont été levées sur la coque du FLNG 1 de Petronas et la construction a progressé sur Prelude FLNG avec le levage et l’intégration de topsides ainsi que l’installation de la tourelle. Les travaux de construction ont démarré pour le développement du champ gazier Maharaja Lela & Jamalulalam South au Bruneï. En parallèle, les phases d’ingénierie et de fourniture des équipements ont continué dans l’unité d’acide téréphtalique purifié de Mangalore en Inde.
• Aux Amériques, les phases d’ingénierie et de fourniture des équipements ont avancé pour les unités de polyéthylène de CPChem au Texas. La construction a continué dans le complexe pétrochimique Ethylene XXI au Mexique. Parallèlement, l’ingénierie et la fourniture des équipements ont avancé sur le projet Juniper à Trinidad et Tobago. La phase d’ingénierie s’est accélérée sur le complexe pétrochimique de grande envergure près de Lake Charles, en Louisiane.
• Ailleurs, les phases d’ingénierie et de fourniture des équipements ont avancé comme prévu sur le projet Yamal LNG, pendant que la construction des modules s’est poursuivie sur tous les chantiers. La mobilisation des équipes a commencé pour l’usine d’ammoniac en Slovaquie.

La performance financière en Onshore/Offshore est indiquée dans le tableau suivant :

3. Groupe

Le résultat opérationnel courant ajusté après quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence du Groupe, incluant des charges Corporate de 17 millions d’euros, est indiqué dans le tableau suivant :

Au premier trimestre 2015, par rapport à l’an dernier, l’impact estimé des variations de change a été positif de 204 millions d’euros sur le chiffre d’affaires ajusté et positif de 3 millions d’euros sur le résultat opérationnel courant ajusté après quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence.

4. Eléments non courants et résultat net du Groupe ajustés

Des éléments opérationnels non courants ajustés ont été comptabilisés ce trimestre pour (6) millions d’euros, reflétant des coûts de restructuration. Le résultat opérationnel ajusté incluant ces éléments non courants est ressorti en hausse à 166 millions d’euros au premier trimestre 2015, contre 120 millions d’euros il y a un an.

Le résultat financier ajusté au premier trimestre 2015 comprend 18 millions d’euros de charges d’intérêts sur dette à long terme et un impact positif de 2 millions d’euros lié aux variations de change et de juste valeur des instruments de couverture, contre un impact négatif de 2 millions d’euros au premier trimestre 2014. De plus, une charge non courante de 16 millions d’euros a été enregistrée au cours du trimestre sur notre participation dans MHB¹.

L’évolution du nombre dilué d’actions a été essentiellement due aux actions de performance accordées aux collaborateurs de Technip, compensées par des rachats d’actions.

¹ MHB: Malaysia Marine and Heavy Engineering Holdings Berhad dont Technip détient 8,5 %.

5. Flux de trésorerie et situation financière consolidée ajustés

Au 31 mars 2015, la situation nette de trésorerie ajustée s’est élevée à 1 751 millions d’euros contre 1 125 millions d’euros au 31 décembre 2014.

Les investissements industriels ajustés pour le premier trimestre 2015 se sont élevés à 58 millions d’euros, contre 92 millions d’euros il y a un an.

Les capitaux propres part du Groupe ajustés se sont élevés à 4 562 millions d’euros au 31 mars 2015, contre 4 363 millions d’euros au 31 décembre 2014.

¹ Trésorerie et équivalents de trésorerie nets des découverts bancaires.

III. OBJECTIFS POUR L’EXERCICE 2015

• Chiffre d’affaires ajusté Subsea entre 5,2 et 5,5 milliards d’euros, résultat opérationnel courant ajusté¹ vers le haut de la fourchette indiquée de 810 à 840 millions d’euros
• Chiffre d’affaires ajusté Onshore/Offshore à environ 6 milliards d’euros, résultat opérationnel courant ajusté¹ autour du bas de la fourchette indiquée de 250 à 290 millions d’euros

¹ Résultat opérationnel courant ajusté après quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence.

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L’information sur les résultats du premier trimestre 2015 comprend ce communiqué de presse, ses annexes ainsi que la présentation disponible sur le site Web de Technip : www.technip.com

NOTICE

Aujourd’hui, jeudi 23 avril 2015, M. Thierry Pilenko, Président-Directeur Général, et M. Julian Waldron, CFO, commenteront les résultats de Technip et répondront aux questions de la communauté financière à l’occasion d’une conférence téléphonique en anglais à partir de 10h00, heure de Paris.

Pour participer à la conférence téléphonique, vous devrez composer l’un des numéros suivants environ cinq à dix minutes avant le début de la conférence :

Cette conférence téléphonique sera également retransmise en direct sur le site Internet de Technip en mode écoute seulement.

Un enregistrement de cette conférence (en anglais) sera disponible environ deux heures après sa clôture pendant trois mois sur le site internet de Technip et aux numéros de téléphone suivants :

Avertissement

Ce communiqué de presse contient à la fois des commentaires historiques et des déclarations prévisionnelles. Ces déclarations prévisionnelles ne sont pas fondées sur des faits historiques, mais plutôt sur nos anticipations actuelles en matière de résultats et d’événements futurs et de manière générale elles peuvent être identifiées par l’utilisation de mots prospectifs tels que « estimer », « viser », « s’attendre à », « anticiper », « avoir l’intention de », «prévoir », « vraisemblablement », « devrait », « prévu », « pourrait », « estimations », « potentiel » ou d’autres mots similaires. De façon identique, les déclarations qui décrivent nos objectifs ou nos projets sont ou peuvent être des déclarations prévisionnelles. Ces dernières impliquent des risques connus et inconnus, des incertitudes et d’autres facteurs qui pourraient faire que nos résultats, notre performance ou nos réalisations réels diffèrent de façon significative des résultats anticipés, de la performance ou des réalisations exprimés ou inhérents à ces déclarations prévisionnelles. Les risques qui pourraient faire que ces résultats réels diffèrent significativement des résultats anticipés dans les déclarations prévisionnelles comprennent, entre autres choses : notre capacité à être toujours à l’initiative de contrats de services majeurs et les exécuter avec succès, et de façon générale les risques de construction et de projets ; le niveau d’investissements industriels liés à la production dans le secteur du pétrole et du gaz ainsi que dans d’autres secteurs industriels ; les variations de devises ; les variations des taux d’intérêt ; les matières premières (notamment l’acier) ainsi que les variations des prix de l’affrètement maritime ; le timing du développement des ressources énergétiques ; les conflits armés ou l’instabilité politique dans le golfe arabo-persique, l’Afrique ou d’autres régions ; la vigueur de la concurrence ; le contrôle des coûts et des dépenses ; une disponibilité réduite du financement des exportations soutenu par le gouvernement ; les pertes sur un ou plusieurs de nos grands contrats ; la législation américaine concernant les investissements en Iran ou dans les autres régions où nous cherchons à conclure des marchés ; des changements en matière de législation fiscale, de lois, de réglementations ou de leur application ; une pression sur les prix plus forte de la part de nos concurrents ; des conditions météorologiques difficiles ; notre capacité à suivre le rythme des avancées technologiques ; notre capacité à attirer et fidéliser le personnel compétent ; l’évolution, l’interprétation et l’application uniforme et la mise en œuvre des normes International Financial Reporting Standards (IFRS), conformément auxquelles nous nous référons pour établir nos états financiers depuis le 1^er janvier 2005 ; la stabilité politique et sociale dans les pays en voie de développement ; la concurrence ; les goulets d’étranglement dans la chaîne d’approvisionnement ; la capacité de nos sous-traitants à attirer une main-d’œuvre qualifiée ; le fait que nos activités pourraient provoquer le rejet de substances dangereuses, impliquant des coûts significatifs en matière de dépollution de l’environnement ; notre capacité à gérer ou atténuer les enjeux logistiques en raison d’infrastructures sous-développées dans certains pays où nous réalisons des projets.

Certains de ces risques sont repris et présentés de façon détaillée dans notre Rapport Annuel. Si l’un de ces risques connus ou inconnus devait se concrétiser, ou si nos hypothèses sous-jacentes se révélaient incorrectes, nos résultats futurs pourraient s’en trouver significativement impactés, avec pour conséquence que ces résultats pourraient différer de façon concrète de ceux exprimés dans nos déclarations prévisionnelles. Ces facteurs ne sont pas forcément exhaustifs, d’autres facteurs importants pourraient faire que nos résultats réels diffèrent concrètement de ceux exprimés dans n’importe laquelle de nos déclarations prévisionnelles. D’autres facteurs inconnus ou imprévisibles pourraient également avoir des effets négatifs significatifs sur nos résultats futurs. Les déclarations prévisionnelles comprises dans cette publication ne sont établies qu’à la date de cette publication. Nous ne pouvons vous garantir que les résultats ou événements anticipés se réaliseront. Nous n’avons pas l’intention et n’assumons aucune obligation d’actualiser les informations sur le secteur ou les informations futures présentées dans cette publication afin de refléter des événements ou circonstances futurs.

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Technip est un leader mondial du management de projets, de l’ingénierie et de la construction pour l’industrie de l’énergie.

Des développements Subsea les plus profonds aux infrastructures Offshore et Onshore les plus vastes et les plus complexes, plus de 38 000 collaborateurs proposent les meilleures solutions et les technologies les plus innovantes pour répondre au défi énergétique mondial.

Implanté dans 48 pays sur tous les continents, Technip dispose d’infrastructures industrielles de pointe et d’une flotte de navires spécialisés dans l’installation de conduites et la construction sous-marine.

L’action Technip est cotée sur le marché Euronext Paris et sur le marché hors cote américain en tant qu’American Depositary Receipt (OTCQX: TKPPY).

ANNEXE IV (b)
CONTRATS ANNONCES
Non audité

Les principaux contrats que nous avons annoncés au cours du premier trimestre 2015 ont été les suivants :

Dans le segment Subsea :

• Deux contrats destinés au champ Amethyst situé au niveau du Mississipi Canyon 26. Le premier couvre l’ingénierie détaillée, la fourniture des équipements, la fabrication, l’assemblage et les tests d’un riser statique de production de 5 pouces. Le deuxième comprend l’installation de la conduite à travers un raccordement à la plate-forme fixe Pompano, située à environ 395 mètres de profondeur : Stone Energy Corporation, golfe du Mexique,
• Un contrat conséquent pour le projet Glenlivet. Ce contrat vient compléter en parallèle le projet de développement sous-marin Edradour situé à proximité : Total E&P UK, à environ 75 km au nord-ouest des Iles Shetlands, Royaume-Uni,
• Un contrat majeur pour la fourniture de conduites flexibles de haute technologie destinées au champ pré-salifère Lula Alto. Il comprend la fourniture d’environ 200 kilomètres de conduites et des équipements associés : Petrobras (consortium Tupi BV), Brésil.

Dans le segment Onshore/Offshore :

• Un contrat pour fournir la technologie, l’ingénierie, les équipements critiques et les services techniques destinés à une usine d’éthylbenzène et de monomère de styrène d’une capacité de 500 KTA située dans la zone industrielle portuaire de Dongjiakou : Qingdao Soda Ash Industrial New Material & Technology Company, province de Shandong, République Populaire de Chine,
• Un contrat conséquent pour le développement de l’ingénierie, la fourniture des équipements et la construction d’une nouvelle unité de production d’ammoniac dans le complexe d’engrais existant situé à Sal’a. La nouvelle unité aura une capacité de 1 600 tonnes par jour d’ammoniac. Elle comprendra des solutions technologiques et d’ingénierie les plus avancées pour une consommation d’énergie minimum et une réduction des émissions polluantes : Duslo a.s, Slovaquie.

Depuis le 31 mars 2015, Technip a également annoncé les contrats suivants, qui figuraient dans le carnet de commandes au 31 mars 2015 :

Dans le segment Subsea :

• Un contrat portant sur l’unité flottante de production, stockage et déchargement (FPSO) Triton, qui couvre la gestion de projet et l’ingénierie, avec l’installation de deux risers flexibles et d’un ombilical dynamique: Dana Petroleum, en Mer du Nord à 193 kilomètres à l’est d’Aberdeen, à une profondeur d’eau d’environ 90 mètres, Ecosse.

Dans le segment Onshore/Offshore :

• Un contrat d’ingénierie d’avant-projet détaillé (FEED) pour deux plates-formes à lignes tendues destinées au développement conjoint des champs Liuhua 11-1 et 16-2. Ce contrat couvre la conception et l’ingénierie des topsides (dont deux unités de forage), des coques, des systèmes d’ancrage et de la liaison fond-surface : China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), mer de Chine méridionale, République Populaire de Chine.

Depuis le 31 mars 2015, Technip a également annoncé le contrat suivant, qui ne figurait pas dans le carnet de commandes au 31 mars 2015 :

Dans le segment Onshore/Offshore :

• Un contrat d’ingénierie d’avant-projet détaillé (FEED) et d’ingénierie de détail pour le développement d’un gazoduc long de plus de 1 700 kilomètres destiné à transporter du gaz depuis le champ Camisea jusqu’au Sud du Pérou : Consorcio Constructor Ductos del Sur, Pérou.

Relations investisseurs et analystes
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