Résultats de Technip pour le quatrième trimestre et l’exercice 2014

Regulatory News:

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

Le Conseil d’Administration de Technip, réuni le 17 février 2015, a arrêté les comptes consolidés de l’exercice 2014.

Note : En 2014, Technip a appliqué pour la première fois inter alia la norme IFRS 11 – Partenariats. Dans ses états financiers annuels, Technip a intégré les interprétations les plus récentes émises par l’IFRIC au sujet de cette norme, selon lesquelles tous les partenariats structurés via des sociétés incorporées doivent être uniquement considérés comme des co-entreprises. Technip continuera de publier et de fournir des informations prévisionnelles sur une base ajustée correspondant à son précédent reporting financier, ceci pour garantir la cohérence et la comparabilité entre les périodes et les projets, et pour partager avec l’ensemble des acteurs du marché le reporting financier utilisé à des fins de gestion.

Les états financiers annuels ajustés (ceux auxquels il est fait référence de façon générale dans ce communiqué de presse) sont présentés en annexes I-III. Les états financiers consolidés aux normes IFRS et la réconciliation avec la base ajustée sont présentés en annexe V.

¹ Proposition du Conseil d’Administration de Technip qui sera soumise à l’approbation des actionnaires réunis en Assemblée Générale le 23 avril 2015.

² Résultat opérationnel courant ajusté après quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence.

³ Résultat net ajusté, part du Groupe, avant éléments non courants.

⁴ Résultat opérationnel courant ajusté après quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence avant dépréciations et amortissements.

⁵ Résultat opérationnel courant ajusté après quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence, divisé par le chiffre d’affaires ajusté.

M. Thierry Pilenko, Président-Directeur Général de Technip a déclaré : « Technip commence l’année 2015 dans une position très favorable. En 2014, Technip a enregistré une prise de commandes record de 15,3 milliards d’euros qui porte le carnet de commandes à 21 milliards d’euros, avec des projets diversifiés et de grande qualité. Notre chiffre d’affaires ajusté progresse de 16 % et le résultat opérationnel ajusté s’élève à 825 millions d’euros grâce à une solide performance en particulier dans nos activités de services et de fourniture d’équipements et de technologies. En 2014, tous nos collaborateurs se sont mobilisés autour de nos programmes portant sur la qualité et la sûreté, avec de nettes améliorations dans les deux domaines.

Dans le segment Subsea, les résultats sont supérieurs à nos attentes. La performance opérationnelle est solide dans toutes les régions et nous avons fait preuve de flexibilité pour nous adapter aux demandes de nos clients. Forts d’un taux de marge opérationnelle courante ajusté de 15,3 % au quatrième trimestre, nous avons délivré 13 % pour l’exercice 2014, soit un résultat bien supérieur à l’objectif de 12 % que nous nous étions fixés il y a un an. Le segment Onshore/Offshore enregistre un chiffre d’affaires ajusté plus élevé que prévu, en hausse de 12 % par rapport à l’an dernier. Du point de vue opérationnel, comme nous l’avions indiqué en juillet, l’environnement s’est avéré difficile pour diverses raisons, donnant lieu à une baisse de notre résultat opérationnel courant ajusté à 276 millions d’euros.

Dans notre analyse du marché en juillet 2014, nous avions identifié des turbulences significatives dans l’activité des services pétroliers, telles que la maîtrise des investissements de nos clients, un durcissement des conditions de négociation sur les projets, et un comportement parfois irrationnel de la part de certains concurrents lors des appels d’offres. Depuis, l’évolution du cours du pétrole a amplifié ces inquiétudes et nos clients accentuent la pression sur leurs fournisseurs. Tout ceci implique un ralentissement significatif et prolongé pour notre industrie dans de nombreuses régions.

Notre réaction a été forte et rapide sur les éléments dont nous avons la maîtrise. Nous avons réduit nos coûts commerciaux, administratifs et généraux de 69 millions d’euros en 2014, dont 27 millions d’euros au quatrième trimestre. Notre effectif global est passé de près de 40 000 collaborateurs à son niveau le plus haut au deuxième trimestre 2014 à 38 200 à la fin de l’année. Durant l’année, nous nous sommes désengagés de quatre activités non stratégiques. Nous avons rationalisé notre flotte, réduite à un total de 27 navires de pointe, conduisant à une amélioration du taux d’utilisation et de la performance opérationnelle. Nos plans de réduction de coûts et de productivité sont en place pour soutenir notre performance en 2015.

Grâce à notre carnet de commandes record, nous avons renforcé notre sélectivité en matière de réponses aux appels d’offres, en nous focalisant sur des projets où la valeur ajoutée que nous apportons à nos clients nous assure un niveau de rentabilité et de risque acceptable. Malgré une conjoncture difficile, nous voyons des opportunités régulières de prise de commandes sur nos marchés.

Nous avons investi et recruté de façon sélective en 2014. Dans le domaine des technologies, nous avons réalisé l’acquisition de l’activité de polymères de Zimmer en fin d’année. En termes d’équipements, nous avons lancé la modernisation de l’usine de FlexiFrance. Auparavant nous avions réalisé des investissements dans nos usines de fabrication d’ombilicaux au Royaume-Uni et de conduites flexibles à Açu au Brésil dont la performance a été excellente au second semestre 2014. Nous continuerons de maîtriser nos investissements : nos investissements nets se montent à 314 millions d’euros en 2014 et devraient baisser en 2015 et 2016. Par ailleurs, nous avons continué d’accroître les compétences de nos équipes et notamment pour ce qui concerne nos équipes d’ingénierie. Nous considérons que la conjoncture actuelle permettra à Technip d’attirer des talents exceptionnels en son sein.

Quel que soit le cours du pétrole, nos clients se voient contraints de réduire les coûts de conception et de fonctionnement de leurs installations. Technip possède les compétences en matière d’ingénierie conceptuelle et des technologies innovantes qui peuvent aider nos clients à améliorer de façon significative la rentabilité de leurs nouveaux investissements, y compris dans l’offshore profond et les environnements extrêmes. Chaque fois que nous avons été impliqués dans les phases amont du projet par nos clients, nous avons pu démontrer notre capacité à proposer des solutions

optimisées. Nous continuerons d’ajouter des expertises afin de renforcer notre position de partenaire privilégié pour nos clients, en particulier avec notre partenaire dans le subsea.

Pour 2015, forts de notre carnet de commandes record de 21 milliards d’euros, nous sommes en mesure de donner des objectifs clairs en termes de chiffre d’affaires et de résultats. Notre priorité sera encore de délivrer nos projets conformément aux attentes de nos clients. Nous gérons de façon active non seulement nos propres coûts mais nous sommes également présents aux côtés de nos clients pour les aider à gérer les coûts de leurs projets. Nos clients perçoivent de plus en plus notre éventail de technologies, de services, de produits et d’expérience en termes de projets comme un élément différentiateur incontestable. Ainsi, forts de notre bilan solide, nous maintenons notre politique d’augmentation progressive du dividende et proposons une augmentation de 8% avec option de paiement du dividende en actions, ce qui témoigne de notre confiance dans notre capacité à créer de la valeur à long terme. »

I. PRISE ET CARNET DE COMMANDES

1. Prise de commandes pour le quatrième trimestre 2014

Au cours du quatrième trimestre 2014, la prise de commandes de Technip s’élève à 3,2 milliards d’euros. La répartition par segment d’activité est la suivante :

Dans le Subsea, la prise de commandes comprend un contrat pour les développements de champs pré-salifères au Brésil qui inclut la fourniture, pour le champ Iracema North, d’un total de 114 kilomètres de conduites flexibles, qui seront produites dans nos usines de fabrication de Vitoria et Açu.

Dans le golfe du Mexique, Technip a remporté un contrat pour le champ K2, qui comprend la conception, la fabrication et l’installation des équipements sous-marins ainsi que des flowlines par notre navire, le Deep Blue.

En mer du Nord, Technip a signé un important contrat pour le projet Gullfaks Rimfaksdalen (GRD), qui comprend la fabrication et l’installation d’équipements sous-marins tels que 9,5 kilomètres environ de flowlines à double enveloppe, qui seront fabriquées dans notre base d’assemblage à Orkanger, en Norvège, et installées par l’Apache II. Technip a également signé un contrat conséquent pour le développement du champ Glenlivet, couvrant la fabrication et l’installation de conduites de production et d’ombilicaux à tubes d’acier, qui seront fabriqués au Royaume-Uni dans nos usines d’ombilicaux à Newcastle et dans notre base d’assemblage à Evanton.

Dans l’Onshore/Offshore, la prise de commandes comprend en particulier le contrat d’ingénierie, de fourniture des équipements et de gestion de la construction (EP&Cm) pour un complexe de craqueur d’éthane et d’unités pétrochimiques de dérivés d’envergure mondiale, près de Lake Charles en Louisiane, aux Etats-Unis. Ce contrat intervient après que Technip a été choisi pour l’ingénierie et la fourniture de huit fours utilisant la technologie propriétaire de Conversion Ultra Sélective (USC ®).

En Slovaquie, un contrat conséquent nous a été attribué pour le développement de l’ingénierie, la fourniture des équipements et la construction d’une nouvelle unité de production d’ammoniac dans un complexe d’engrais existant à Sal’a.

En Inde, un contrat a été remporté pour construire un terminal onshore gazier et pétrolier d’une capacité de 6 MMSCMD (Million Standard Cubic Meters per Day), qui sera un élément déterminant des installations existantes du développement intégré des champs Vashishta (VA) et S1.

Technip a remporté deux contrats pour ses activités Stone & Webster Process Technology : le premier en Chine, pour fournir la technologie Badger, l’ingénierie, et les équipements critiques et les services techniques destinés à une usine d’éthylbenzène et de monomère de styrène à Qingdao, et le second en Louisiane pour fournir l’ingénierie détaillée et les services associés pour développer la section de récupération d’une usine d’éthylène.

A Abu Dhabi, Technip a également remporté un contrat de conseil en management de projet (PMC) pour le projet Nasr Phase II Full Field Development.

En annexe IV (b), figurent les principaux contrats annoncés depuis octobre 2014 et une indication de leur valeur approximative lorsque celle-ci a été publiée.

2. Carnet de commandes par zone géographique

A la fin du quatrième trimestre 2014, le carnet de commandes de Technip s’élève à 20,9 milliards d’euros, contre 19,3 milliards d’euros à la fin du troisième trimestre 2014 et 15,5 milliards d’euros à la fin du quatrième trimestre 2013. L’augmentation du carnet reflète la forte prise de commandes et l’évolution du cours des devises.

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

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

3. Ecoulement du carnet de commandes

Près de 50 % du carnet de commandes devrait s’écouler en 2015.

II. PRINCIPALES INFORMATIONS FINANCIERES ET OPERATIONNELLES POUR LE QUATRIEME TRIMESTRE 2014 – BASE AJUSTEE

1. Subsea

Le segment Subsea montre une amélioration significative de son activité par rapport à l’an dernier, avec un chiffre d’affaires et un résultat ajustés nettement plus élevés. Les principales opérations pour le trimestre ont été les suivantes :

• Aux Amériques :

  • Dans le golfe du Mexique, le Deep Blue a été mobilisé sur Delta House pour ses troisième et quatrième campagnes d’installation. Les opérations de soudage pour les projets Stones et Julia ont avancé dans notre base d’assemblage de Mobile, alors que l’ingénierie et la fourniture des équipements ont bien démarré pour le champ Kodiak.
  • Au Brésil, la production a avancé pour les conduites flexibles destinées aux champs pré-salifères d’Iracema Sul, Sapinhoá & Lula Nordeste et Sapinhoá Norte dans nos usines de fabrication de Vitoria et Açu.

• En mer du Nord, le Deep Energy a finalisé l’installation des flowlines de production sur le projet Quad 204 en Ecosse, avant d’être mobilisé sur la campagne de pose de conduites du champ Alder, tandis que le North Sea Giant a achevé avec succès l’installation des huit dernières conduites rigides sur le projet Åsgard Subsea Compression en Norvège. Le Skandi Arctic a été mobilisé sur le champ Bøyla en Norvège.
• En Afrique de l’Ouest, le Deep Pioneer a terminé l’installation de conduites flexibles pour le développement du Bloc 15/06 en Angola et a ensuite été mobilisé sur la phase 2 du projet GirRi. 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 sur les projets Malikai et Prelude, situés respectivement en Malaisie et en Australie. Notre usine Asiaflex a produit des conduites flexibles notamment pour les projets Jangkrik et Bangka en Indonésie.
• Au Moyen-Orient, le projet Jalilah B se termine aux Emirats Arabes Unis.

Au final, le taux d’utilisation des navires du Groupe pour le quatrième trimestre 2014 s’élève à 74 %, contre 69 % pour le quatrième trimestre 2013, et 86 % pour le troisième trimestre 2014.

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

2. Onshore/Offshore

Dans le segment Onshore/Offshore, la performance a été impactée par plusieurs facteurs opérationnels dont le comportement de nos clients et une activité moins soutenue sur des projets en phase finale contre une activité plus soutenue sur des projets en phase préliminaire. Le chiffre d’affaires ajusté est resté stable et le résultat a baissé comparé à l’année dernière. Les principales opérations pour le trimestre ont été les suivantes :

• Au Moyen-Orient, la construction s’est poursuivie dans l’usine d’Halobutyl en Arabie Saoudite. A Abu Dhabi, l’ingénierie et la fourniture des équipements ont avancé sur le complexe Umm Lulu. La fabrication de la plateforme FMB pour le Qatar a continué.
• En Asie Pacifique, la construction du FLNG 1 de Petronas et de Prelude FLNG a continué en Corée, tandis que la construction des plateformes SK316 a progressé en Malaisie. L’ingénierie et la fourniture des équipements ont avancé sur le développement du champ gazier Maharaja Lela & Jamalulalam South au Brunei, et sur l’unité d’acide téréphtalique purifié (PTA) située à Mangalore en Inde.
• Aux Amériques, l’ingénierie et la fourniture des équipements ont avancé dans les usines de polyéthylène de CPChem au Texas, alors que les travaux de construction ont continué dans le complexe pétrochimique Ethylene XXI au Mexique. La coque de la Spar Heidelberg a été livrée au client dans le golfe du Mexique. L’ingénierie et la fourniture des équipements ont démarré sur le projet Juniper à Trinidad-et-Tobago.
• Ailleurs, l’ingénierie et la fourniture des équipements ont continué à avancer sur le projet Yamal LNG et la construction des modules a commencé dans tous les chantiers navals. La préparation et le terrassement ont repris sur le site de Sabetta en Russie.

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 23 millions d’euros, est indiqué dans le tableau suivant :

Au quatrième trimestre 2014, par rapport à l’an dernier, l’impact estimé des variations de change a été positif de 80 millions d’euros sur un chiffre d’affaires ajusté et positif de 5 millions d’euros sur un 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 (33,3) millions d’euros, reflétant principalement la fermeture de Technip Offshore Wind et des coûts de restructuration. Le résultat opérationnel ajusté incluant des éléments non courants ressort à 190 millions d’euros au quatrième trimestre 2014, contre 204 millions d’euros il y a un an.

Le résultat financier ajusté au quatrième trimestre 2014 comprend 17,7 millions d’euros de charges d’intérêts sur dette à long terme et un impact positif de 22,1 millions d’euros lié aux variations de change et de juste valeur des instruments de couverture (contre un impact négatif de 26,1 millions d’euros au quatrième trimestre 2013). De plus, nous avons enregistré au cours du trimestre une charge non courante de 68,0 millions d’euros sur notre participation dans MHB.

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

¹ 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.

5. Flux de trésorerie et situation financière consolidée ajustés

Au 31 décembre 2014, la situation nette de trésorerie ajustée² du Groupe s’élève à 1 125 millions d’euros contre 747 millions d’euros au 30 septembre 2014.

² Les états financiers consolidés aux normes IFRS et la réconciliation avec la base ajustée sont présentés en Annexe V.

³ Trésorerie et équivalents de trésorerie nets des découverts bancaires.

Les investissements industriels ajustés pour le quatrième trimestre 2014 s’élèvent à 113 millions d’euros, contre 150 millions d’euros il y a un an.

Les capitaux propres part du Groupe ajustés s’élèvent à 4 363 millions d’euros au 31 décembre 2014, contre 4 157 millions d’euros au 31 décembre 2013.

III. RESULTATS FINANCIERS DE L’EXERCICE 2014 – BASE AJUSTEE

1. Subsea

Le chiffre d’affaires Subsea ajusté en 2014 reflète la croissance de notre carnet de commandes qui affiche un équilibre en termes de tailles de contrats, allant du petit projet aux projets majeurs, et un mix de projets en eaux profondes et en eaux peu profondes dans toutes les régions, notamment en Afrique de l’Ouest, au Brésil et en mer du Nord.

La marge d’EBITDA Subsea ajustée ressort à 18,1 % en 2014, contre 18,6 % en 2013, et le taux de marge opérationnelle courante ajustée à 13,0 % en 2014, contre 14,1 % en 2013, reflétant l’avancement des grands projets en phases amont et un taux d’utilisation élevé de notre flotte, à 80%.

La performance financière Subsea est présentée dans le tableau suivant :

2. Onshore/Offshore

Le chiffre d’affaires ajusté Onshore/Offshore en 2014 reflète la croissance de notre carnet de commandes, l’avancement des différents projets dans toutes les régions, y compris les projets dans le marché aval aux Etats-Unis et les projets d’unités de production en mer au Moyen-Orient, en mer du Nord et en Asie Pacifique, un chiffre d’affaires accru sur des projets en phase préliminaire dont Yamal, et en général un environnement de marché exigeant.

Le taux de marge opérationnelle courante ajusté Onshore/Offshore a par conséquent chuté à 4,7 % en 2014, contre 6,7 % en 2013.

La performance financière 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 détaillées dans l’annexe I (c), est indiqué dans le tableau suivant :

En 2014, l’impact estimé des variations de change est négatif de 147 millions d’euros sur un chiffre d’affaires ajusté et négatif de 12 millions d’euros sur un résultat opérationnel courant ajusté après quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence.

4. Eléments non courants et résultat net du Groupe ajustés

Le résultat opérationnel ajusté incluant des éléments non courants ressort à 751 millions d’euros en 2014, contre 835 millions d’euros il y a un an. Les éléments non courants ajustés de (73,6) millions d’euros reflètent la vente de l’activité de plongée en Inde et des services d’ingénierie pour les bâtiments et les infrastructures (TPS), la fermeture de Technip Offshore Wind et des coûts de restructuration.

Le résultat financier ajusté en 2014 inclut 70,5 millions d’euros de charges d’intérêts sur dette à long terme et un impact positif de 24,3 millions d’euros lié aux variations de change et de juste valeur des instruments de couverture (contre un impact négatif de 33,8 millions d’euros en 2013). Une charge non courante de 68,0 millions d’euros a également été enregistrée sur notre participation dans MHB.

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

5. Flux de trésorerie et bilan consolidé ajustés

Au 31 décembre 2014, notre situation de trésorerie nette ajustée¹ s’élève à 1 125 millions d’euros contre 832 millions d’euros à fin 2013.

¹ Les états financiers consolidés aux normes IFRS et la réconciliation avec la base ajustée sont présentés en Annexe V.

² Trésorerie et équivalents de trésorerie, nets des découverts bancaires.

Les investissements industriels ajustés en 2014 s’élèvent à 376 millions d’euros, contre 575 millions d’euros il y a un an, témoignant de nos efforts pour optimiser nos actifs différenciants. Nous avons vendu des navires vieillissants et moins polyvalents pour privilégier des navires de pointe.

IV. PERSPECTIVES POUR L’EXERCICE 2015 ALIGNEES AVEC NOS PRECEDENTS OBJECTIFS

• Chiffre d’affaires ajusté Subsea entre 5,2 et 5,5 milliards d’euros, résultat opérationnel courant ajusté³ entre 810 et 840 millions d’euros
• Chiffre d’affaires ajusté Onshore/Offshore à environ 6 milliards d’euros, résultat opérationnel courant ajusté³ entre 250 et 290 millions d’euros

³ Résultat opérationnel courant ajusté après quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence.

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L’information sur les résultats du quatrième trimestre et de l’exercice de 2014 comprend ce communiqué de presse, ses annexes ainsi que la présentation disponible sur le site Web de Technip : www.technip.com

Les procédures d’audit sur les comptes consolidés ont été effectuées. Le rapport d’audit relatif à la certification sera émis après finalisation des procédures requises pour les besoins de dépôt du document de référence.

NOTICE

Aujourd’hui, mercredi 18 février 2015, M. Thierry Pilenko, Président-Directeur Général, ainsi que 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 9h30, 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

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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Ce communiqué de presse ne constitue en aucun cas une offre ou une incitation à acheter des actions Technip aux Etats-Unis ou dans n’importe quelle autre juridiction. Les actions ne peuvent être offertes ou vendues aux Etats-Unis en l’absence d’une inscription ou d’une exemption d’enregistrement. Nul ne peut se fier aux informations contenues dans cette présentation pour décider d’acheter ou non des actions Technip.

Cette présentation vous est donnée uniquement pour votre information. Toute reproduction, redistribution ou publication, directe ou indirecte, de tout ou partie, est interdite pour le compte d’autrui. Le non-respect de ces limitations pourrait conduire à une violation des restrictions juridiques des Etats-Unis ou d’autres juridictions.

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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).

¹ Les éléments d’ajustement concernent l’intégration en proportionnelle des entités incorporées ayant trait à des projets de construction en partenariat. Les partenariats dans lesquels le Groupe détient des participations peuvent être principalement classés en deux catégories : ceux conclus dans le cadre de la réalisation d’un projet de construction spécifique et ceux conclus dans le cadre de la construction et l’exploitation de navires, principalement les navires de pose de flexible au Brésil (PLSVs). La réalisation de projets en partenariat constituant un élément important des métiers de Technip, le Groupe continue, pour fournir l’information financière pertinente à son management et aux différents acteurs des marchés financiers, à présenter les projets en partenariat selon la méthode de l’intégration en proportionnelle, quelle que soit la structuration juridique des accords de partenariats et que celle-ci prévoit ou non la constitution d’une entité juridique incorporée pour abriter tout ou partie du partenariat. Les entités détenant les navires de pose restent consolidées en mise en équivalence, leur mode de fonctionnement et leur gestion correspondant intrinsèquement à la notion de coentreprise décrite dans la norme IFRS 11.

ANNEXE IV (b)
PRISE DE COMMANDES
Non audité

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

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 trois ombilicaux d’une longueur totale de 14 km : EnQuest Britain Limited, Ecosse,
• Un contrat conséquent pour le développement Bangka situé à environ 70 km au large des côtes de la province Kalimantan Est, qui comprend l’ingénierie, la fourniture des équipements, la construction, l’installation, la mise en service et la pré-mise en service des conduites flexibles, des ombilicaux et des structures sous-marines : Chevron, zone de Rapak PSC, Indonésie,
• 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,
• Un contrat pour le projet K2 Riser Base Gas Lift comprenant la gestion du projet et l’ingénierie ; la conception, la fabrication, l’installation de collecteurs de terminaison et de structures de terminaison de conduites ; l’installation d’une flowline, de jumpers à une profondeur d’environ 1 300 mètres : Anadarko Petroleum Corporation, bloc Green Canyon 608, golfe du Mexique,
• 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 important pour le projet Gullfaks Rimfaksdalen, qui porte sur des opérations de pose de conduites et d’installation sous-marine. Le projet consiste en un raccordement sous-marin à une nouvelle pièce en Y sur une conduite existante, située près de la plate-forme Gullfaks A : Statoil ASA, nord-ouest de Bergen, Norvège.

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 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,
• 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,
• 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 de conseil en management de projet pour le projet Nasr Phase II Full Field Development. Les travaux de Technip portent sur l’ensemble de la gestion des phases de travaux d’ingénierie, de fourniture des équipements et de construction (EPC) en cours de réalisation aux Emirats Arabes Unis, à Singapour et en Corée du Sud : Abu Dhabi Marine Operating Company, Emirats Arabes Unis,
• Un contrat d’ingénierie et de fourniture des équipements destinés à étendre la section de récupération et de purification de l’usine d’éthylène Petro 1 de Westlake située dans le complexe de Sulphur : Westlake Chemical Corporation, Louisiane, Etats-Unis,
• Un contrat d’environ 100 millions d’euros pour l’ingénierie, la fourniture des équipements, la construction et la mise en service (EPCC). Il comprend la construction d’un terminal onshore d’une capacité de 6 « Million Standard Cubic Meters per Day » situé à Odalarevu, Andhra Pradesh. Celui-ci fait partie du développement intégré des champs Vashistha (VA) et S1 : Oil and Natural Gas Corporation, Inde.

Depuis le 31 décembre 2014, Technip a également annoncé les contrats suivants, qui figuraient dans le carnet de commandes au 31 décembre 2014 :

Dans le segment Subsea :

• 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.

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 d’ammoniac aura une capacité de 1 600 tonnes par jour. 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 décembre 2014, Technip a également annoncé les contrats suivants, qui ne figuraient pas dans le carnet de commandes au 31 décembre 2014 :

Dans le segment Subsea :

• Deux contrats destinés au champ Amethyst. 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 au niveau du Mississipi Canyon 26, à environ 395 mètres de profondeur : Stone Energy Corporation, golfe du Mexique.

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L’annexe V présente les états financiers consolidés annuels aux normes IFRS et la réconciliation avec la base ajustée.

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Relations investisseurs et analystes
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Relations publiques
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