Résultats de Technip au troisième trimestre 2014 : un trimestre solide conforme à nos objectifs

Regulatory News:

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

Le Conseil d’Administration de Technip, réuni le 28 octobre 2014, a arrêté les états financiers consolidés du troisième trimestre.

* retraité conformément à l’application rétroactive des normes IFRS 10, 11 et 12
¹ Résultat opérationnel courant après quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence.
² Résultat opérationnel courant après quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence avant amortissements et dépréciations.
³ Résultat opérationnel courant après quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence divisé par le chiffre d’affaires.
⁴ 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 BPA ; 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, a déclaré : «Le troisième trimestre a été robuste, conforme à nos objectifs, soulignant ainsi la capacité de Technip à remporter des contrats sur l’ensemble de nos segments d’activités et de nos zones géographiques. Les éléments marquants de ce trimestre sont une croissance du chiffre d’affaires et des résultats, une prise de commandes solide, une dynamique de réduction des coûts et une bonne génération de trésorerie.

Performance au troisième trimestre

Dans le segment Subsea, nous avons enregistré une croissance du chiffre d’affaires de 24 %, avec une rentabilité de 14,3 %. Les projets se sont déroulés de façon satisfaisante dans toutes nos régions, en ligne avec les effets de saisonnalité habituels. Le Deep Blue a terminé sa maintenance programmée et est reparti en opérations sur de nouveaux projets dans le golfe du Mexique. La campagne estivale d’installation en mer du Nord s’est déroulée de manière satisfaisante et en Angola l’installation se poursuit sur le Bloc 15/06. Les mesures que nous avons prises au cours des 18 derniers mois pour optimiser notre flotte se sont traduites par un taux élevé d’utilisation des navires, à 86 % contre 75 % il y a un an. Le démarrage progressif de l’usine de conduites flexibles d’Açu au Brésil suit son cours.

La prise de commandes dans le Subsea au troisième trimestre est solide et diversifiée, avec les projets Kodiak dans le golfe du Mexique, Edradour et Kraken en mer du Nord, et Bangka en Indonésie. Nous continuons de voir une activité soutenue en termes d’appels d’offres.

Dans le segment Onshore/Offshore, nous avons enregistré une croissance du chiffre d’affaires de 13 % et un résultat opérationnel courant de 70 millions d’euros. La mobilisation de nos équipes se poursuit sur le projet Yamal en Russie et nous avons procédé aux premières découpes d’acier en Chine. La construction de la raffinerie de Bourgas en Bulgarie est presque terminée, et la Spar Heidelberg a été acheminée vers le golfe du Mexique.

Nous avons développé notre activité de conseil en management de projets (PMC) avec la signature du projet RAPID PMC en Malaisie. L’activité PMC nous procure une visibilité à long terme avec un bon profil bénéfice/risque. Nous continuons de remporter des contrats, notamment sur un marché nord-américain dynamique, grâce à notre empreinte technologique.

Notre situation de trésorerie nette s’est améliorée par rapport à fin juin, pour atteindre 747 millions d’euros, ce qui traduit à la fois l’avancement des projets et la solidité de la prise de commandes.

Nous maintenons notre attention sur nos coûts. Les frais commerciaux, généraux et administratifs ont diminué respectivement de 21 millions d’euros sur le trimestre par rapport au même trimestre l’an dernier, et de 43 millions d’euros sur les 9 premiers mois de l’année par rapport à l’an dernier, reflétant à la fois nos mesures de restructuration et de réorganisation, des coûts de démarrage plus faibles et la cession d’activités non stratégiques. Au cours du troisième trimestre, nous avons finalisé la cession de notre activité de plongée en Inde. Les investissements industriels se montent à 77 millions d’euros contre 157 millions d’euros il y a un an, ceux pour l’usine d’Açu étant quasiment terminés. Nous poursuivons nos investissements de façon modérée dans des domaines clés tels que les conduites flexibles au Trait, en France.

Perspectives et stratégie

Nos objectifs pour l’année restent inchangés par rapport aux indications que nous avons données en juillet. Bien qu’ayant des raisons de rester prudents (compte tenu du prix du pétrole actuel et des facteurs que nous avions évoqués au deuxième trimestre), nous sommes prêts à saisir les opportunités existantes permettant de renforcer le leadership de Technip :

• Une collaboration en amont avec nos clients sur l’ensemble de nos activités afin de concevoir une approche qui réponde à la fois à leurs besoins de réduction des coûts et à la complexité de leurs projets, comme en témoigne le contrat Juniper ;
• L’attrait continu de l’Amérique du Nord comme une région de croissance pour l’amont (GNL) et l’aval (raffinage et pétrochimie), comme le montrent les contrats à contenu technologique comme ASCENT et Sasol ;
• Le succès remporté par l’activité de conseil en management de projets (PMC) renforcée par l’acquisition de Stone & Webster, comme l’illustre notre engagement dans le projet RAPID en Malaisie ;
• La forte demande brésilienne en conduites flexibles à haute technicité, tirée par l’arrivée prévue d’unités flottantes, de stockage et de déchargement (FPSO) pour les champs pré-salifères.

En conclusion, nous avons une bonne visibilité grâce à un carnet de commandes solide de 19,3 milliards d’euros, auquel s’ajoute un nombre croissant de contrats long-terme remboursables de services et d’affrètement. Les priorités de Technip restent l’excellence dans l’exécution de nos projets, notre discipline en termes de gestion des coûts, de génération de flux de trésorerie et de retour sur capitaux employés. Forts de ces éléments, nous poursuivrons notre stratégie visant à générer une croissance durable et des dividendes prévisibles pour nos actionnaires, tout en renforçant notre leadership dans le secteur des services pétroliers et gaziers afin de mieux servir nos clients.»

I. PORTEFEUILLE DE PROJETS

1. Prise de commandes pour le troisième trimestre 2014

Au cours du troisième trimestre 2014, la prise de commandes de Technip s’élève à 2,2 milliards d’euros. La répartition par segment d’activité est la suivante :

* retraité conformément à l’application rétroactive des normes IFRS 10, 11 et 12

La prise de commandes dans le Subsea comprend un contrat conséquent pour le champ Juniper situé au large des côtes de Trinidad, incluant la fourniture de flowlines flexibles qui seront fabriquées dans notre usine Flexi France au Trait, de conduites rigides à installer par le G1200, les équipements sous-marins et une importante campagne de travaux de plongée. Ce contrat comporte également un volet offshore (cf. ci-dessous) et illustre la capacité de Technip à déployer son expertise sur un large éventail de services pour accompagner ses clients.

En mer du Nord, Technip a remporté deux grands contrats, l’un pour le développement du champ Edradour et l’autre pour le champ Kraken. Pour les deux projets, les conduites seront assemblées dans notre base d’Evanton au Royaume-Uni puis installées par le Deep Energy notamment, tandis que les ombilicaux seront fabriqués dans notre nouvelle usine de Newcastle au Royaume-Uni.

Dans le golfe du Mexique, Technip s’est vu attribuer un contrat pour le développement du champ Kodiak, incluant la fabrication et l’installation d’une conduite composée d’un revêtement anticorrosion, pouvant supporter des conditions opérationnelles très difficiles par une profondeur d’eau allant jusqu’à 1 710 mètres.

De même, Technip a remporté un contrat conséquent dans le cadre du développement de Bangka, pour la seconde fois cette année en Indonésie, pour lequel les conduites flexibles seront fabriquées dans notre usine Asiaflex en Malaisie et installées par le Deep Orient.

La prise de commandes dans l’Onshore/Offshore comprend la partie offshore du développement du champ Juniper incluant la conception, l’ingénierie détaillée, la fourniture des équipements, la construction, et le chargement d’un topside et d’un jacket, qui seront fabriqués à Trinidad, créant ainsi un fort contenu local conformément à la demande du client.

A Bahreïn, Technip a remporté un contrat significatif de développement de l’ingénierie d’avant-projet détaillé (FEED) de nouvelles unités de raffinerie en vue de renforcer la configuration de la raffinerie.

Aux Etats-Unis, Technip a remporté un contrat pour fournir sa technologie propriétaire d’éthylène pour un craqueur d’éthane de grande envergure situé en Virginie Occidentale.

En Inde, Technip a remporté un contrat d’ingénierie, de fourniture des équipements et de gestion de la construction destinés à un nouveau complexe industriel gazier à Kochi.

En Malaisie, Technip a également remporté un contrat conséquent de services incluant l’ingénierie, la fourniture des équipements et la gestion de la construction des utilités, des réseaux d’interconnexion et des offsites (UIO) du projet Refinery and Petrochemical Integrated Development (RAPID).

En annexe IV (b) figurent les principaux contrats annoncés depuis juillet 2014 et leur valeur approximative lorsque celle-ci a été rendue publique.

2. Carnet de commandes par zone géographique

A la fin du troisième trimestre 2014, le carnet de commandes de Technip atteint 19,3 milliards d’euros, contre 19,9 milliards d’euros à la fin du deuxième trimestre 2014 et 14,7 milliards d’euros à la fin du troisième trimestre 2013, retraité conformément à l’application rétroactive des normes IFRS 10, 11 et 12.

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

3. Ecoulement du carnet de commandes

Environ 13 % du carnet de commandes devrait s’écouler en 2014.

¹Contrats d’affrètement à long terme non inclus, en application des normes IFRS 10, 11 et 12

II. PRINCIPALES INFORMATIONS OPERATIONNELLES ET FINANCIERES POUR LE TROISIEME TRIMESTRE 2014

1. Subsea

Les principales opérations Subsea pour ce trimestre sont les suivantes :

• Aux Amériques :

  • Dans le golfe du Mexique, le Deep Blue a finalisé les travaux en mer sur le champ Hadrian South. Sur le projet Delta House, le G1200 a achevé ses opérations en mer, tandis que le Deep Blue a terminé sa première campagne d’installation en juillet, avant de partir en maintenance comme prévu. Le G1200 a ensuite été mobilisé sur le champ Starfish pour l’installation de conduites rigides. Parallèlement, l’ingénierie et la fourniture des équipements se sont poursuivies sur les projets Stones et Julia.
  • Au Brésil, la production s’est poursuivie pour les conduites flexibles destinées aux champs pré-salifères Iracema Sul, Sapinhoá & Lula Nordeste et Sapinhoá Norte dans nos usines de Vitoria et d’Açu, qui poursuit son démarrage. Le Coral do Atlantico, l’un de nos deux nouveaux navires de pose de conduites dotés d’une capacité de tension de pose de 550 tonnes, est à présent arrivé au Brésil et vient juste de démarrer ses opérations.
  • Au Canada, l’Apache II et le Wellservicer ont achevé avec succès l’installation de conduites flexibles sur le projet South White Rose Extension.

• En mer du Nord, notre navire de pose de conduites, le Deep Energy a achevé l’installation de conduites sur le champ Bøyla en Norvège et a installé les flowlines de production sur le projet Quad 204 en Ecosse. Dans le même temps, les travaux en mer se sont poursuivis sur le projet Åsgard Subsea Compression en Norvège, mobilisant le North Sea Atlantic, qui vient d’être livré à Technip par North Sea Shipping.
• En Afrique de l’Ouest, le Deep Pioneer a continué l’installation de conduites flexibles pour le développement du Bloc 15/06. Les phases d’ingénierie et de fourniture des équipements ont avancé sur d’autres grands projets, comme Moho Nord au Congo, T.E.N. au Ghana et Kaombo en Angola. L’ingénierie s’est poursuivie sur les ombilicaux à tubes d’acier pour le projet Egina au Nigéria.
• En Asie Pacifique, le Deep Orient a achevé les travaux en mer sur les champs Laila et D12 en Malaisie. En Chine, le projet Panyu est terminé. Les phases d’ingénierie et de fourniture des équipements se sont poursuivies sur les projets Malikai et Prelude, situés respectivement en Malaisie et en Australie. La première production de ligne de conduites flexibles a démarré dans notre usine Asiaflex pour le projet Jangkrik en Indonésie.
• Au Moyen-Orient, le G1201 a terminé la campagne d’installation des conduites du champ Jalilah B aux Emirats Arabes Unis.

Au final, le taux d’utilisation des navires du Groupe pour le troisième trimestre 2014 est ressorti à 86 %, contre 75 % pour le troisième trimestre 2013, et 88 % au deuxième trimestre 2014. Le Deep Blue est de nouveau opérationnel après une période de maintenance programmée.

La performance financière dans le Subsea est indiquée dans le tableau suivant :

* retraité conformément à l’application rétroactive des normes IFRS 10, 11 et 12

2. Onshore/Offshore

Les principales opérations dans l’Onshore/Offshore pour ce trimestre sont les suivantes :

• Au Moyen-Orient, la construction a avancé sur l’unité d’Halobutyl en Arabie Saoudite. La cérémonie pour la première découpe d’acier pour la plateforme FMB, qui sera fabriquée pour le Qatar, a eu lieu en Chine, tandis que le projet PMP est sur le point de démarrer la production. A Abu Dhabi, l’ingénierie et la fourniture des équipements ont avancé sur le complexe Umm Lulu et les travaux de construction ont progressé sur Upper Zakum 750 EPC1. A Bahreïn, la construction s’est poursuivie pour le projet de modification de l’unité de récupération du soufre.
• En Asie Pacifique, la construction de l’unité FLNG 1 de Petronas et celle de Prelude FLNG ont progressé, avec les levages des premiers modules de topsides. L’ingénierie et la fourniture des équipements ont avancé sur le développement gazier du champ Maharaja Lela & Jamalulalam South à Bruneï, et la construction de la plateforme du bloc SK316 a débuté en Malaisie. L’ingénierie et la fourniture des équipements sont en cours sur l’unité d’acide téréphtalique purifié (PTA) de JBF située à Mangalore en Inde.
• Aux Amériques, l’ingénierie et la fourniture des équipements ont progressé pour les unités de polyéthylène de CPChem au Texas, tandis que l’ingénierie d’avant-projet détaillée (FEED) a avancé pour une unité de GTL à Lake Charles, en Louisiane. Au Mexique, les travaux de construction ont continué sur le complexe pétrochimique Ethylene XXI. Au même moment, l’ingénierie et la fourniture des équipements ont avancé sur les topsides du FPSO P-76 au Brésil.
• Ailleurs, les travaux de construction sont presque terminés pour la raffinerie de Bourgas en Bulgarie. La première découpe d’acier a eu lieu en Corée du Sud pour la plateforme Martin Linge qui sera exploitée en Norvège, tandis que la cérémonie à l’occasion du départ de la Spar Heidelberg a eu lieu en Finlande. L’ingénierie et la fourniture des équipements ont progressé sur le projet Yamal LNG et les premières découpes d’acier ont marqué le début de la fabrication des modules en Chine.

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

* retraité conformément à l’application rétroactive des normes IFRS 10, 11 et 12

3. Groupe

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence du Groupe, incluant 21 millions d’euros de charges Corporate, est indiqué dans le tableau suivant :

* retraité conformément à l’application rétroactive des normes IFRS 10, 11 et 12

Au troisième trimestre 2014, par rapport à l’an passé, les variations de change ont eu un impact négatif estimé à 17 millions d’euros sur le chiffre d’affaires et un impact positif estimé à 4 millions d’euros sur le résultat opérationnel courant après quote-part des sociétés mises en équivalence.

4. Eléments non courants et résultat net du Groupe

Le résultat opérationnel incluant les autres produits et charges non courants s’élève à 208 millions d’euros au troisième trimestre 2014, contre 220 millions d’euros il y a un an, retraité*. Les éléments non courants de 33,8 millions d’euros reflètent essentiellement la vente de l’activité plongée en Inde, et la fermeture de l’activité Offshore Wind de Technip qui devrait avoir lieu d’ici la fin de l’année en fonction de la finalisation de nos engagements.

Le résultat financier au troisième trimestre 2014 inclut une charge d’intérêt de 17,8 millions d’euros sur la dette long terme et un effet positif de 4,8 millions d’euros lié aux variations de change et de juste valeur des instruments de couverture (contre un impact négatif de 11,4 millions d’euros au troisième trimestre 2013, retraité*).

L’évolution du nombre dilué d’actions est essentiellement due aux actions de performance attribuées aux collaborateurs de Technip, plus que compensées par des rachats d’actions.

* retraité conformément à l’application rétroactive des normes IFRS 10, 11 et 12

5. Cash-flow et état de situation financière consolidée

Au 30 septembre 2014, la situation de trésorerie nette de 747 millions d’euros tient compte de l’application des normes comptables IFRS 10, 11 et 12 (contre 611 millions d’euros au 30 juin 2014).

** trésorerie et équivalents de trésorerie nets des découverts bancaires

Les investissements industriels pour le troisième trimestre 2014 s’élèvent à 77 millions d’euros, contre 157 millions d’euros il y a un an, retraité*.

Au 30 septembre 2014, les fonds propres s’élèvent à 4 393 millions d’euros, contre 4 157 millions d’euros au 31 décembre 2013, retraité*.

III. OBJECTIFS 2014 ET 2015 INCHANGES

• Subsea 2014 : Chiffre d’affaires compris entre 4,6 et 4,9 milliards d’euros. Taux de marge opérationnelle courante d’au moins 12 %
• Subsea 2015 : Chiffre d’affaires bien supérieur à 5 milliards d’euros, taux de marge opérationnelle courante compris entre 15 % et 17 %
• Onshore/Offshore 2014¹ : Chiffre d’affaires compris entre 5,55 et 5,80 milliards d’euros. Scénario de base avec une marge opérationnelle entre 5 % et 6 %
• Onshore/Offshore 2015 : Chiffre d’affaires à environ 6 milliards d’euros, avec un taux de marge opérationnelle stable par rapport à 2014

¹ Notre scénario de base prévoit une marge opérationnelle comprise entre 5 % et 6 % pour l’exercice 2014. Trois facteurs pourraient affecter nos marges : l’impact continu de la mobilisation sur le projet Yamal LNG, les effets possibles liés au comportement de nos clients et les risques d’interruption qu’encourt notre activité pour des raisons géopolitiques, y compris en cas de sanctions. Si nos hypothèses devaient se révéler insuffisamment prudentes, nous estimons que notre marge serait réduite d’environ un point de pourcentage cette année.

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L’information sur les résultats du troisième trimestre 2014 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 30 octobre 2014, M. Thierry Pilenko, Président-Directeur Général, ainsi que M. Julian Waldron, Directeur Financier, 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 10h, 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 pendant deux semaines aux numéros de téléphone suivants :

Avertissement

Cette présentation 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, nos 40 000 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 NYSE Euronext Paris et sur le marché hors cote américain en tant qu’American Depositary Receipt (OTCQX:TKPPY).

* retrait é conformément à l’application rétroactive des normes IFRS 10, 11 et 12

* retraité conformément à l’application rétroactive des normes IFRS 10, 11 et 12

* retrait é conformément à l’application rétroactive des normes IFRS 10, 11 et 12

* retraité conformément à l’application rétroactive des normes IFRS 10, 11 et 12

* retraité conformément à l’application rétroactive des normes IFRS 10, 11 et 12

* retraité conformément à l’application rétroactive des normes IFRS 10, 11 et 12

* retraité conformément à l’application rétroactive des normes IFRS 10, 11 et 12

* retraité conformément à l’application rétroactive des normes IFRS 10, 11 et 12

ANNEXE IV (b)
PRISE DE COMMANDES
non audité

Les principaux contrats que nous avons annoncés au cours du troisième trimestre 2014 ont été les suivants :

Dans le segment Subsea :

• Un grand contrat pour la fabrication et l’installation de conduites pour le développement sous-marin Edradour, situé à environ 75 kilomètres au nord-ouest des îles Shetland, à des profondeurs d’eau de 300 mètres environ : Total E&P, Ecosse,
• Un contrat cadre pour des services subsea comprenant les opérations de plongée et à distance, via l’utilisation des navires de support de plongée dédiés (DSV) et/ou de construction, appartenant à la flotte de Technip : Statoil, Exxon Mobil et Gassco,
• Un contrat pour le développement du champ Kodiak situé dans les blocs 727 et 717 du Mississippi Canyon à des profondeurs d’eau comprises entre 1 472 et 1 710 mètres : Deep Gulf Energy II LLC, golfe du Mexique.

Dans le segment Onshore/Offshore :

• Un contrat en consortium avec PT Wijaya Karya (Persero) Tbk (WIKA) comprenant l’ingénierie, la fourniture des équipements, la construction, l’installation de têtes de puits, de flowlines, de conduites et d’une unité centrale de traitement de gaz ainsi que les infrastructures associées pour le projet de développement gazier Matindok : PT Pertamina EP, Sulawesi Central, Indonésie,
• Un contrat pour l’alliance mondiale en hydrogène nouée entre Technip et Air Products portant sur la gestion de projet ainsi que des services d’ingénierie, de fourniture des équipements et de gestion de la construction destiné à un nouveau complexe industriel gazier situé dans l’état de Kerala : Bharat Petroleum Corporation Limited – Raffinerie de Kochi, Inde,
• Un contrat conséquent pour l’ingénierie, la fourniture des équipements, l’installation et la construction destiné au développement du projet Juniper. Le contrat inclut notamment le topside, le jacket de la plateforme ainsi que des flowlines flexibles : BP Trinidad and Tobago LLC, au large de la côte sud-est de Trinidad,
• Un contrat d’études significatif pour développer l’ingénierie d’avant-projet détaillé (FEED) pour de nouvelles unités de raffinerie dans le but d’augmenter la production de 267 000 à 360 000 barils par jour tout en améliorant la gamme de produits et la rentabilité : Bahrain Petroleum Company, Royaume de Bahreïn.

Depuis le 30 septembre 2014, Technip a également annoncé les contrats suivants, qui figuraient dans le carnet de commandes au 30 septembre 2014 :

Dans le segment Subsea :

• Un grand contrat d’ingénierie, de fournitures des équipements, de mise en service et d’installation (EPCI) pour le développement Kraken, qui couvre différents travaux de gestion de projet d’ingénierie et d’installation, dont la fabrication et la pose d’environ 50 km de conduites rigides et l’installation de 14 km d’ombilicaux : EnQuest Britain Limited, Ecosse,

• Un contrat conséquent pour le développement Bangka situé à environ 70 km au large des côtés de la province d’East Kalimantan, qui couvre l’ingénierie, la fourniture des équipements, la construction, l’installation et le démarrage de conduites flexibles, d’ombilicaux et de structures subsea : Chevron, zone de Rapak PSC, Indonésie.

Dans le segment Onshore/Offshore :

• Un contrat conséquent pour l’ingénierie, la fourniture des équipements et la gestion de la construction des utilités, des réseaux d’interconnexion et des offsites du projet Refinery and Petrochemical Integrated Development (RAPID) : Petronas, Etat de Johor, Malaisie,
• Un contrat pour fournir sa technologie propriétaire d’éthylène pour un craqueur d’éthane de grande envergure pour le complexe pétrochimique ASCENT (Appalachian Shale Cracker Enterprise) : Odebrecht et Braskem, Virginie Occidentale, Etats-Unis,
• Un contrat d’ingénierie et de fourniture (EP) des équipements pour huit fours utilisant la technologie propriétaire Ultra Selective Conversion (USC) pour un craqueur d’éthane de grande envergure et un complexe de dérivés : Sasol, Lake Charles, Louisiane, Etats-Unis.

Depuis le 30 septembre 2014, Technip a également annoncé les contrats suivants, qui ne figuraient pas dans le carnet de commandes au 30 septembre 2014 :

Dans le segment Subsea :

• Un contrat pour le développement du champ Iracema North, qui comprend la fourniture de 114 km de conduites flexibles, incluant le gaz lift, l’injection de gaz et les lignes d’export de gaz : Petrobras, zone pré-salifère du Santos Basin, Brésil,
• Un contrat cadre d’une durée de 5 ans pour la fourniture et l’installation de conduites flexibles pour des projets EPCI ou des projets de fourniture simple : Petronas Carigali, Malaisie.

Dans le segment Onshore/Offshore :

• Un contrat d’ingénierie, de fourniture des équipements et de gestion de la construction (EP&CM) pour un craqueur d’éthane de grande envergure et un complexe de dérivés : Sasol, Lake Charles, Louisiane, Etats-Unis.

Relations investisseurs et analystes
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kstewart@technip.com
Aurélia Baudey-Vignaud, +33 (0) 1 85 67 43 81
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Michèle Schanté, +33 (0) 1 47 78 67 32
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Relations publiques
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