Résultats de Technip au deuxième trimestre 2014

Regulatory News:

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

Le Conseil d’Administration de Technip, réuni le 22 juillet 2014, a arrêté les états financiers consolidés du deuxième trimestre et du premier semestre 2014.

* 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 divisé par le chiffre d'affaires.
² Résultat opérationnel courant après quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence avant amortissements et dépréciations.
³ 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 : « Les résultats de Technip au deuxième trimestre reflètent une amélioration substantielle de la rentabilité du Subsea, une prise de commandes exceptionnelle et le démarrage du projet Yamal LNG dans l’Onshore/Offshore.

Forts de ces éléments, nous relevons nos perspectives 2014 dans le Subsea et sommes en mesure de fournir des détails sur la profitabilité attendue dans l’Onshore/Offshore cette année. Avant tout, notre performance depuis le début de l’année confirme notre visibilité à long terme sur notre activité.

Performance au deuxième trimestre

Dans le segment Subsea, nous avons enregistré une croissance du chiffre d’affaires de 12,4 %, avec un taux de marge opérationnelle courante de 15,3 %, soit le haut de la fourchette indiquée. Comme prévu, l’activité a connu un fort rebond après un premier trimestre faible. Les projets se sont déroulés de façon satisfaisante dans toutes nos régions, avec les effets de saisonnalité habituels. Le Deep Blue a finalisé sa campagne en mer sur les sept projets situés dans le golfe du Mexique et a débuté comme prévu, avec le G1200, ses campagnes sur des projets plus récents. Le Deep Energy a commencé sa campagne estivale d’installation en mer du Nord et le Deep Pioneer a bien progressé dans sa campagne d’installation pour le Bloc 15/06 en Angola. Nous avons poursuivi le démarrage de l’usine de conduites flexibles d’Açu au Brésil et de l’usine d’ombilicaux à tubes d’acier à Newcastle au Royaume-Uni.

Dans le segment Onshore/Offshore, nous avons enregistré une croissance du chiffre d’affaires de 5,4 % et un résultat opérationnel courant de 73 millions d’euros, mais le deuxième trimestre s’est avéré plus complexe. Comme indiqué précédemment, notre mobilisation rapide sur le projet Yamal LNG a réduit notre aptitude à capter davantage de contrats d’ingénierie. De plus, tandis que nous avons livré avec succès des projets plus anciens, les clients ont été manifestement moins prompts à valider les changements sur d’autres projets, réduisant l’avancement de ceux-ci. Nous avons par exemple enregistré une charge pour l’un de ces projets au cours du deuxième trimestre.

Prévisions mises à jour

Comme évoqué dans notre communiqué de presse du premier trimestre, et en tenant compte de la performance du premier semestre, Technip met à jour ses prévisions pour ses deux segments, comme suit :

Dans le segment Subsea, nous relevons nos anticipations de chiffre d’affaires entre 4,6 et 4,9 milliards d’euros pour 2014, afin de refléter la bonne performance du segment au premier semestre. Nous maintenons notre prévision d’un taux de marge opérationnelle courante d’au moins 12 % et gardons aussi notre prévision 2015, qui inclut le projet Kaombo, d’un chiffre d’affaires bien supérieur à 5 milliards d’euros et d’un taux de marge opérationnelle courante compris entre 15 % et 17 %. Nous estimons à 3,9 milliards d’euros la part de notre carnet de commandes dont l’exécution est prévue pour 2015, soit près de 75 % du chiffre d’affaires attendu, ce qui constitue un niveau sans précédent. Dans ce segment, nous continuons de concentrer nos efforts sur l’exécution d’un carnet de commandes de haute qualité en vue de délivrer de meilleurs résultats et par conséquent d’améliorer la rentabilité des capitaux sur 2014/2015, comme indiqué précédemment.

Dans le segment Onshore/Offshore, nous relevons nos anticipations de chiffre d’affaires entre 5,55 et 5,80 milliards d’euros pour 2014 et nous attendons, dans notre scénario de base, un taux de marge opérationnelle courante compris entre 5 % et 6 %. Trois facteurs pourraient affecter nos marges : l’impact continu de la mobilisation sur le projet Yamal LNG, les effets attendus du comportement de nos clients tel que décrit ci-dessus 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’un point de pourcentage cette année. Pour 2015, nous prévoyons un chiffres d’affaires légèrement supérieur à ce que nous attendions, à environ 6 milliards d’euros, avec une marge stable comparée à 2014.

Perspectives et stratégie

Nous observons que nos marchés continuent d’évoluer. Comme avant, la plupart des compagnies pétrolières nationales conservent une approche équilibrée entre investissements amont et aval. De plus, les grands opérateurs internationaux continuent d’avancer sur leurs projets à plus fort rendement. Cette situation offre de nombreuses opportunités à Technip étant donné sa présence géographique étendue et sa force technologique. Les opérateurs internationaux réitèrent qu’ils seront plus sélectifs dans leurs investissements, et annulent ou retardent les projets marginaux, mettant par conséquent une pression sur leur chaîne d’approvisionnement. Bien que certains opérateurs travaillent étroitement avec leurs fournisseurs, dont Technip, pour un effet positif sur l’optimisation des coûts et du calendrier, d’autres n’ont pas encore adopté cette approche. Dans le même temps, certains contractants entrent dans cette période plus incertaine avec des carnets de commandes contrastés. Ceci pourrait bien donner lieu à des comportements irrationnels lors des appels d’offres, comme ce fut le cas dans les années 2009-2010, en amont comme en aval. Dans ce contexte, et en gardant bien à l’esprit le niveau et la qualité de notre carnet de commandes, nous nous montrerons encore plus sélectifs dans le choix de nos projets au cours de l’année à venir.

Technip entre dans cette période doté d’un carnet de commandes de 19,9 milliards d’euros, qui s’écoulera sur une longue période. Nos contrats phares et nos fortes positions de marché (Process Technologies, contrats d’affrètement de navires de pose de conduites, conduites flexibles pour les champs pré-salifères, grands projets de développement Subsea en Afrique de l’Ouest et le projet Yamal LNG parmi d’autres) nous donnent de la visibilité pour plusieurs années sur le chiffre d’affaires, qui n’est pas encore entièrement reconnu dans notre carnet de commandes.

Nous estimons pouvoir tirer profit de notre présence sur le marché et de notre technologie pour signer de nouveaux projets de types et de tailles variés, comme en témoignent de récentes attributions telles que le contrat de conseil en management (PMC) du projet RAPID en Malaisie en juin et le projet Edradour en mer du Nord en juillet. Nous allons aussi poursuivre nos investissements technologiques et accroître notre offre de produits, afin de diversifier encore davantage notre portefeuille de services, en tirant avantage de la dynamique de marché évoquée ci-dessus, ceci pour renforcer nos activités.

Pour conclure : la visibilité à long terme de notre carnet de commandes dans les deux segments, l’amélioration du cash-flow du Subsea et la maîtrise des investissements et des coûts sur 2014/2015 nous permettront de poursuivre notre stratégie visant à générer des dividendes de façon durable et prévisible pour nos actionnaires, tout en élargissant notre leadership dans le secteur des services pétroliers et gaziers pour mieux servir nos clients. »

I. PORTEFEUILLE DE PROJETS

1. Prise de commandes pour le deuxième trimestre 2014

Au cours du deuxième trimestre 2014, la prise de commandes de Technip s’élève à 7,1 milliards d’euros après une succession de signatures de contrats majeurs. 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 notamment l’attribution, à l’alliance composée de Technip et Heerema, du contrat pour le projet Kaombo au large de l’Angola. Le projet inclut l’ingénierie, la fourniture des équipements, la fabrication et l’installation (EPCI) de 18 risers rigides, 300 kilomètres de conduites rigides et les équipements sous-marins. Technip sera également chargé de la conception et de la fabrication de 120 kilomètres d’ombilicaux destinés au développement de ce champ.

La prise de commandes dans l’Onshore/Offshore inclut notamment la partie forfaitaire du contrat pour le projet Yamal LNG qui comprend la modularisation de trois trains de liquéfaction, d’une capacité de 5,5 millions de tonnes par an (Mtpa) chacun, ainsi que les unités dédiées aux utilités et interconnections. De même, dans le cadre d’un développement significatif pour le Groupe, Technip a remporté un contrat conséquent de conseil en management de programme (PMC) pour le projet Refinery and Petrochemical Integrated Development (RAPID) basé en Malaisie.

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

2. Carnet de commandes par zone géographique

A la fin du deuxième trimestre 2014, le carnet de commandes de Technip atteint 19,9 milliards d’euros, contre 15,4 milliards d’euros à la fin du premier trimestre 2014, et 14,9 milliards d’euros à la fin du deuxième trimestre 2013, retraité*.

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

3. Ecoulement du carnet de commandes

Environ 25 % du carnet de commandes devrait être réalisé en 2014.

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

1. Subsea

Les principales opérations dans le Subsea pour ce trimestre sont les suivantes :

• Aux Amériques :
  • Dans le golfe du Mexique, le Deep Blue a finalisé la campagne de pose sur sept projets, dont Dalmatian et Cardamom, et a ensuite été mobilisé, avec le G1200, sur de nouveaux projets tels que Delta House. L’ingénierie et la fourniture des équipements ont démarré sur les champs Starfish et Julia, et ont progressé sur le champ Stones.
  • Au Brésil, la production de conduites flexibles destinées aux champs pré-salifères d’Iracema Sul, Sapinhoá & Lula Nordeste et Sapinhoá Norte s’est poursuivie dans nos usines de Vitória et Açu. Les premières séries de conduites flexibles ont été produites dans notre usine d’Açu comme planifié.
  • Au Canada, l’ingénierie et la fourniture des équipements ont avancé sur le projet South White Rose Extension.

• En mer du Nord, la campagne estivale d’installation a démarré. Au Royaume-Uni, les phases d’installation en mer se sont poursuivies sur le projet Quad 204. En Norvège, le Deep Energy a été mobilisé sur le champ Bøyla et les campagnes en mer ont avancé sur le projet Åsgard Subsea Compression.
• En Afrique de l’Ouest, l’ingénierie et la fourniture des équipements ont progressé sur nos plus grands projets, incluant Moho Nord au Congo, T.E.N. au Ghana et Kaombo en Angola. Dans le même temps, le Deep Pioneer a installé une partie des conduites flexibles pour le développement du Bloc 15/06. L’ingénierie s’est poursuivie sur le projet Egina au Nigeria dont les ombilicaux en acier seront produits dans notre nouvelle usine de Newcastle, au Royaume-Uni.
• En Asie Pacifique, le G1201 a finalisé ses opérations sur le projet Greater Western Flank en Australie, tandis que le Deep Orient a finalisé sa phase d’installation en mer sur le champ Panyu en Chine. Parallèlement, l’ingénierie s’est poursuivie sur les projets Malikai et Prelude, respectivement en Malaisie et en Australie. La production de conduites flexibles a démarré dans notre usine Asiaflex après la récente attribution du contrat pour le projet Jangkrik en Indonésie.
• Au Moyen-Orient, le G1201 a démarré l’installation des conduites sur le champ Jalilah B aux Emirats Arabes Unis.

Au final, le taux d’utilisation des navires du Groupe pour le deuxième trimestre 2014 est ressorti à 88 %, contre 84 % pour le deuxième trimestre 2013, s’inscrivant en nette hausse par rapport aux 69 % du premier trimestre 2014.

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

Nos principales opérations dans l’Onshore/Offshore ce trimestre ont été les suivantes :

• Au Moyen-Orient, le projet Jubail est finalisé en Arabie Saoudite, tandis que la construction de l’unité d’Halobutyl se poursuit. A Abu Dhabi, nous avons procédé à la première découpe d’acier pour le complexe Umm Lulu et la construction a avancé sur Upper Zakum 750 EPC1. La construction a démarré pour le projet de modification de l’unité de récupération du soufre (SRU) à Bahreïn. Au Qatar, la fourniture des équipements a progressé pour la plate-forme FMB.
• En Asie Pacifique, la construction de l’unité FLNG 1 de Petronas et du Prelude FLNG a avancé. Egalement, l’ingénierie et la fourniture des équipements ont démarré sur deux projets combinés Offshore/Subsea – SK316 en Malaisie et le développement gazier du champ Maharaja Lela & Jamalulalam South au Brunei.
• Aux Amériques, les travaux de construction ont avancé sur l’unité Ethylene XXI au Mexique. Le projet d’extension de l’usine de polyéthylène de CPChem a progressé au Texas. L’ingénierie détaillée a été réalisée pour un craqueur d’éthane à Lake Charles en Louisiane, alors que l’ingénierie d’avant-projet détaillé (FEED) pour une unité de GTL s’est poursuivie et celle pour une unité de GNL Trunkline de BG a été finalisée. Dans le même temps, le FEED pour le compte de Pacific NorthWest LNG a avancé au Canada. Au Brésil, l’ingénierie et la fourniture des équipements des topsides du FPSO P-76 ont progressé.
• Ailleurs, les travaux de construction et la mise en service ont avancé pour la raffinerie de Burgas en Bulgarie, tandis que la construction s’est poursuivie dans la raffinerie d’Alger. En mer du Nord, nous avons livré le jacket pour la plate-forme de Dong au Danemark. L’ingénierie et la fourniture des équipements se sont poursuivies pour la plate-forme Martin Linge en Norvège.

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 entités mises en équivalence du Groupe, incluant 22 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 deuxième trimestre 2014, les variations de change ont eu un impact négatif de 125,5 millions d’euros sur le chiffre d’affaires et un impact négatif estimé à 9 millions d’euros sur le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat des entités mises en équivalence, comparé à l’année dernière.

4. Résultat net du Groupe

Le résultat opérationnel incluant les autres produits et charges non courants s’élève à 234 millions d’euros au deuxième trimestre 2014, contre 239 millions d’euros il y a un an, retraité*. Les éléments non courants reflètent la vente des activités non-stratégiques TPS et Seamec au cours du trimestre.

Le résultat financier au deuxième trimestre 2014 inclut une charge financière de 17,6 millions d’euros sur la dette long terme et un impact négatif de 0,5 million d’euros lié aux variations de change et de juste valeur des instruments de couverture (contre un impact positif de 3,3 millions d’euros au deuxième trimestre 2013, retraité*).

L’écart enregistré au niveau du nombre dilué d’actions est essentiellement dû aux actions de performance attribuées aux collaborateurs de Technip, compensé 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

Au 30 juin 2014, la situation de trésorerie nette de 611 millions d’euros tient compte de l’application des normes comptables IFRS 10, 11 et 12 (contre 573 millions d’euros au 31 mars 2014). Le fonds de roulement est resté globalement inchangé sur la période, reflétant un solide niveau d’avances reçues sur les nouveaux projets et un avancement normal des projets ailleurs dans le monde.

** trésorerie et équivalents de trésorerie nets des découverts bancaires

Les investissements industriels pour le deuxième trimestre 2014 s’élèvent à 93 millions d’euros contre 164 millions d’euros il y a un an, retraités*.

Dans le cadre de sa stratégie de recentrage sur son cœur de métier, Technip a annoncé la vente de sa participation de 51 % sur 75 % dans Seamec pour un montant de 21 millions d’euros, et celle de sa filiale TPS.

Au 30 juin 2014, les fonds propres s’élèvent à 4 228 millions d’euros contre 4 157 millions d’euros au 31 décembre 2013, retraités*.

III. OBJECTIFS POUR 2014 ET 2015

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

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L’information sur les résultats du deuxième 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 24 juillet 2014, 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 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’actualiserles 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 deuxième trimestre 2014 ont été les suivants :

Dans le segment Subsea :

• Un contrat majeur pour le consortium avec Heerema Marine Contractors. Il couvre l’EPCI ainsi que la pré-mise en service de la partie SURF (Subsea Umbilicals Risers and Flowlines -ombilicaux, risers et flowlines sous-marins) du projet Kaombo situé dans le Bloc 32 à une profondeur d’eau atteignant jusqu’à 2 000 mètres : Total E&P, Angola,

• Un important contrat pour le consortium composé d’Angoflex Ltda et de DUCO Ltd pour l’ingénierie, la fourniture des équipements et la fabrication de 120 kilomètres d’ombilicaux, système d’ombilicaux pour le projet Kaombo situé dans le Bloc 32 au large de l’Angola à une profondeur d’eau atteignant jusqu’à 2 000 mètres : Total E&P, Angola,
• Un important contrat couvrant l’ingénierie, la fourniture des équipements, la fabrication et l’installation, pour le développement du hub ouest du Bloc 15/06 situé à 350 kilomètres au large des côtes nord-ouest de Luanda, à une profondeur d’eau atteignant jusqu’à 1 400 mètres : ENI Angola S.p.a, Angola,
• Un contrat pour l’extension de l’infrastructure sous-marine du champ Alvheim situé sur le plateau continental norvégien, dans des eaux atteignant environ 120 mètres de profondeur : Marathon Oil Norge, Norvège,
• Un contrat important pour le projet de gas lift de Valdemar & Roar ainsi que pour le projet de remplacement de conduite de Rolf, situés sur le plateau continental danois, à environ 250 kilomètres au large d’Esbjerg : Maersk Oil, Danemark.

Dans le segment Onshore/Offshore :

• Un contrat pour l’ingénierie d’avant-projet détaillé du projet Ar Ratawi portant sur le train 1 de dérivés liquides de gaz naturel (LGN) : Basra Gas Company, province de Basra, Irak,
• Un contrat d’ingénierie détaillée, de fourniture des équipements et de construction (EPC) pour les unités de traitement de base de la nouvelle usine de production d’un nouveau site jouxtant l’usine de Cargill spécialisée dans la transformation de blé. L’éthanol est destiné à différentes industries telles les boissons, les cosmétiques et la pharmacie : Cargill, Barby, Allemagne,
• Un contrat majeur pour une usine de liquéfaction de gaz naturel d’une capacité de 16,5 millions de tonnes par an (Mt/a) situé dans la péninsule de Yamal. Technip réalisera trois trains d’une capacité de 5,5 Mt/a chacun, parmi les plus grands au monde. Le principe de construction modulaire sera très largement utilisé pour ce projet : Yamal LNG, Russie,
• Un contrat portant sur l’ingénierie, la fourniture des équipements et l’assistance technique d’une unité de liquéfaction de gaz naturel à Fenghzen : Fengzhen Wanjie Gas Company, région de Mongolie intérieure, Chine,
• Un contrat conséquent de conseil en management de programme (PMC) pour le projet Refinery and Petrochemical Integrated Development (RAPID) : Petronas, Etat de Johor, Malaisie.

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

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.

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

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.