Résultats de Technip pour le deuxième trimestre 2015

Regulatory News:

Le Conseil d’Administration de Technip (Paris:TEC) (ISIN:FR0000131708) (ADR:TKPPY), réuni le 28 juillet 2015, a arrêté les comptes consolidés ajustés du deuxième trimestre et du premier semestre 2015.

NB : Les résultats du deuxième trimestre et du premier semestre 2015 indiqués dans ce communiqué de presse ont été préparés sur une base ajustée décrite par Technip lors de son communiqué de presse sur les résultats du quatrième trimestre et au titre de l’exercice 2014. Ces résultats reflètent le cadre de reporting financier utilisé à des fins de gestion.

¹ Résultat opérationnel courant ajusté après quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence hors éléments exceptionnels, dépréciation et amortissement.
² Résultat opérationnel courant (ajusté) après quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence hors éléments exceptionnels.
³ Résultat opérationnel courant ajusté après quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence hors éléments exceptionnels, divisé par le chiffre d’affaires ajusté.
⁴ Résultat net, part du Groupe hors éléments exceptionnels. Cf. annexes VI.
⁵ Résultat opérationnel courant ajusté après quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence.

M. Thierry Pilenko, Président-Directeur général de Technip, a déclaré : « Les résultats du deuxième trimestre sont conformes à notre annonce du 6 juillet. Au cours du trimestre, nous avons poursuivi la mise en œuvre de notre stratégie avec des initiatives majeures, nous nous sommes positionnés sur de nouveaux projets clés et nous avons lancé un plan majeur de restructuration au sein du Groupe pour nous adapter à un environnement de marché difficile.

Le segment Subsea a surperformé : le chiffre d’affaires a progressé de 26 %, et le résultat opérationnel courant ajusté de 250 millions d’euros correspondant à un taux de marge opérationnelle solide de 16,1 %. Au cours du trimestre, les projets ont bien progressé au niveau mondial, comme en témoigne un fort taux d’utilisation des navires de 89 %. Après avoir annoncé notre alliance avec FMC Technologies en mars, nous avons formellement lancé ensemble la joint venture Forsys Subsea le 1^er Juin, comme prévu.

Le chiffre d’affaires Onshore/Offshore a augmenté de 12 %, un peu plus rapidement que prévu. Le résultat opérationnel courant ajusté est impacté par la charge exceptionnelle annoncée le 6 juillet. Si on exclut cet impact, la performance opérationnelle s’établit à 53 millions d’euros, conformément à nos attentes. Cette amélioration est soutenue par la bonne progression de certains de nos projets clés, comme Burgas en Bulgarie, Ethylene XXI au Mexique, RAPID en Malaisie et Prelude en Corée.

Technip a enregistré une prise de commandes diversifiée et équilibrée entre le Subsea et l’Onshore/Offshore, de 1,5 milliard d’euros, niveau équivalent au premier trimestre 2015. Cette prise de commandes reflète les éléments clés de notre stratégie : une solide contribution des contrats de services et des contrats remboursables ; la réussite dans des domaines comme les champs pré-salifères au Brésil grâce à notre leadership technologique, le positionnement sur les travaux dès la phase préliminaire pour les projets futurs comme Browse FLNG en Australie et la raffinerie d’Alexandrie en Egypte.

Lors de notre annonce du 6 juillet, nous avons exposé de façon détaillée notre vision du marché et celle-ci reste inchangée : le secteur pétrolier et gazier est impacté par un ralentissement qui devrait être plus long que prévu. Notre plan de restructuration vise à générer 830 millions d’euros d’économies, en restant focalisé sur nos atouts.

Nos actions proactives mobilisent l’ensemble des équipes de Technip sur le renforcement de la position du Groupe dans un environnement plus difficile.

Par ailleurs et pour préparer l’avenir, nous maintenons notre orientation stratégique : la poursuite du développement de nos capacités. Grâce à une vision plus globale et plus en amont des projets, nous sommes en mesure de mettre en œuvre nos technologies, notre expérience acquise sur les autres projets ainsi qu’une plus grande standardisation, afin d’optimiser le modèle économique des projets. Les clients réagissent favorablement à ces initiatives, ce qui nous conforte dans le fait que notre stratégie doit permettre à Technip de réduire le coût des projets et de créer la valeur attendue par notre industrie.»

I. PRISE ET CARNET DE COMMANDES

1. Prise de commandes pour le deuxième trimestre 2015

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

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

Dans le Subsea, la prise de commandes comprend les premiers 50 kilomètres de conduites flexibles à fort contenu technologique ainsi que les équipements associés pour les champs pré-salifères au Brésil, qui seront produits dans nos usines de fabrication à Vitoria et Açu.

Egalement dans la prise de commandes, figurent deux projets EPCI en eaux profondes dans le golfe du Mexique situés dans la zone Mississippi Canyon : un projet pour de nouvelles conduites de production de la plate-forme de Thunder Horse et un contrat de démantèlement des infrastructures déjà existantes de Blind Faith et d’installation de nouveaux équipements sous-marins qui viennent renforcer un système de production flottant.

Dans l’Onshore/Offshore, la prise de commandes inclut la conversion de commandes sur des contrats en remboursable et des contrats de services. Technip a également remporté l’ingénierie d’avant-projet détaillé (FEED) de trois unités de FLNG pour le Bassin de Browse situé au large de l’Australie. Un second contrat couvrant l’ingénierie, la fourniture des équipements, la construction et les différentes phases d’installation, a également été remporté par le consortium Technip Samsung, sujet à la décision finale d’investissement du client.

Au Vietnam, Technip, en consortium avec Petrovietnam Technical Services Corporation, a remporté un contrat d’ingénierie, de fourniture des équipements, de construction et de mise en service (EPCC) qui couvre la modernisation d’une usine d’ammoniac appartenant au complexe de production d’engrais existant de Phu My.

Technip a également remporté un contrat de services couvrant l’ingénierie détaillée et la fourniture d’équipements (EP) pour des topsides du FPSO qui sera ancré sur le champ de Libra, au large du Brésil. Ce contrat sera réalisé en Malaisie et la construction sur le chantier naval de Jurong à Singapour.

Technip, en partenariat avec UNICO, société japonaise en conseil en ingénierie, a également remporté un contrat pour des services en conseil en management de projets (PMC) en vue de moderniser la raffinerie de Basra en Iraq.

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

2. Carnet de commandes par zone géographique

A la fin du deuxième trimestre 2015, le carnet de commandes de Technip s’est élevé à 18,8 milliards d’euros, contre 20,6 milliards d’euros à la fin du premier trimestre 2015 et 19,9 milliards d’euros à la fin du deuxième trimestre 2014.

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

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

3. Ecoulement du carnet de commandes

Près de 28 % du carnet de commandes devrait s’écouler en 2015.

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

Le 6 juillet, le Groupe a annoncé le lancement de son plan de restructuration en réponse à la dégradation du marché pétrolier et gazier. Des détails complémentaires sur la charge exceptionnelle passée au deuxième trimestre sont exposés dans la section II.3 ci-dessous, avec des commentaires supplémentaires dans les sections par segment.

1. Subsea

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

• Aux Amériques :
  • Dans le golfe du Mexique, les activités de soudage ont été finalisées pour les projets Julia et Stones dans notre base d’assemblage de Mobile et elles viennent de démarrer sur le projet Kodiak. A la fin du trimestre, le Deep Blue a été mobilisé à nouveau pour la troisième campagne d’installation du projet Julia, après avoir terminé sa campagne en mer du Nord.
  • Au Brésil, la production de conduites flexibles a démarré pour les champs pré-salifères de Lula Alto et s’est poursuivie pour les projets Iracema Norte, Iracema Sul, Sapinhoá & Lula Nordeste et Sapinhoá Norte dans nos usines de fabrication de Vitoria et Açu.

• En mer du Nord, le Deep Blue a finalisé sa campagne de pose de conduites sur Quad 204 avant de rentrer dans le golfe du Mexique. Parallèlement, le North Sea Atlantic a démarré les travaux de pré-installation des nouveaux risers sur Quad 204, après l’installation réussie du module de compression du gaz sur le projet Åsgard Subsea Compression en Norvège tandis que le Deep Energy terminait sa campagne de pose de conduites sur le champ Kraken en Ecosse, avant d’être mobilisé sur le projet Prelude sur notre base d’assemblage d’Orkanger et de se rendre en Australie. En Norvège, l’Apache II a finalisé la campagne d’installation des ombilicaux et des conduites sur le champ Snøhvit.
• En Afrique de l’Ouest, le Deep Pioneer a été mobilisé sur le développement du Bloc 15/06 en Angola après une période de maintenance en Namibie, tandis que le Deep Orient effectuait sa campagne sur ce même projet. L’ingénierie et la fourniture des équipements ont avancé sur d’autres grands projets tels Moho Nord au Congo, T.E.N. au Ghana et Kaombo en Angola.
• En Asie Pacifique, le G1201 a achevé la campagne d’installation du Bloc SK316 et a été mobilisé sur le projet Malikai en Malaisie. A la fin du trimestre, comme mentionné précédemment, le Deep Energy a commencé sa campagne en mer sur le projet Prelude en Australie. L’ingénierie et la fourniture des équipements ont avancé sur les projets Jangkrik et Bangka en Indonésie, pour lesquels les conduites flexibles sont fabriquées dans notre usine Asiaflex.

Globalement, le taux d’utilisation des navires du Groupe pour le deuxième trimestre 2015 ressort à 89 %, contre 88 % au deuxième trimestre 2014, et est en nette hausse par rapport aux 68 % enregistrés au premier trimestre 2015. Au Brésil, le navire Sunrise 2000 a été sorti de la flotte de Technip.

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

* Aucune charge exceptionnelle n’est inclue dans le résultat opérationnel courant ajusté du Subsea.

2. Onshore/Offshore

Dans l’Onshore/Offshore, la performance au deuxième trimestre reflète des conditions de marché difficiles décrites dans le communiqué de presse du 6 juillet qui annonce également un plan de restructuration. De cette charge exceptionnelle liée à ce plan de restructuration, 184 millions d’euros ont été enregistrés en résultat opérationnel courant ajusté du segment Onshore/Offshore. Par conséquent, les commentaires suivants reflètent le résultat opérationnel courant implicite ajusté, i.e., excluant notamment cette charge exceptionnelle.

Nos principales opérations ce trimestre ont été les suivantes :

• Au Moyen-Orient, la construction de l’usine d’Halobutyl s’est poursuivie en Arabie Saoudite, ainsi que la fabrication des plates-formes FMB pour le Qatar. Dans le même temps, la construction a démarré sur le complexe d’Umm Lulu à Abu Dhabi.
• En Asie Pacifique, le jacket de la plate-forme centrale de traitement et la plate-forme de production reliée par un pont ont été transportés jusqu’au Bloc SK316, tandis que pour la plate-forme à lignes tendues (TLP), le levage des topsides sur la coque a été réalisé avec succès en Malaisie. En Corée, l’ensemble des modules restants et la torche de 135 mètres ont été hissés avec succès sur la coque du FLNG 1 de Petronas, tandis que tous les modules lourds se trouvent à présent sur la coque du FLNG Prelude. Sur RAPID, la mobilisation de l’équipe de construction sur site pour l’empilement a commencé. Parallèlement, l’ingénierie et la fourniture des équipements se sont poursuivies pour l’usine PTA de Mangalore en Inde.
• En Europe et en Russie, l’ingénierie et la fourniture des équipements sur le projet Yamal LNG avancent comme prévu, tandis que la construction des modules se poursuit sur tous les chantiers. Les travaux d’ingénierie ont accéléré à l’usine d’ammoniac en Slovaquie, tandis qu’en Bulgarie, les nouvelles unités de la raffinerie de Burgas sont prêtes à produire.
• Aux Amériques, l’ingénierie et la fourniture d’équipements ont avancé pour le craqueur d’éthane de grande envergure et le complexe de dérivés de Sasol près de Lake Charles, en Louisiane, la construction a continué pour le complexe pétrochimique Ethylene XXI au Mexique, tandis que la construction a démarré pour l‘usine de polyéthylène de CPChem au Texas. Parallèlement, la construction de la plate-forme a démarré sur le projet Juniper à Trinidad et Tobago.

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

Ailleurs, Technip confirme, pour la raffinerie d’Alger, son désengagement du projet à la demande du client, Sonatrach. Conformément aux termes du contrat, les deux parties ont lancé les premières procédures d’arbitrage sur certains contentieux. Ces procédures en sont à leur stade initial. Au Brésil, la construction touche à sa fin sur le projet RPBC.

3. Groupe

Le 6 juillet, Technip a annoncé le lancement d’un plan de restructuration assorti d’une charge exceptionnelle de 650 millions d’euros au total. Sur cette base, 570 millions d’euros ont été comptabilisés au deuxième trimestre, répartis de la façon suivante : 184 millions d’euros en résultat opérationnel courant et 386 millions d’euros en résultat opérationnel non courant.

Le résultat opérationnel courant ajusté du Groupe après quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence, incluant 22 millions d’euros de charges relatives au segment Corporate, est indiqué dans le tableau suivant à la fois sur une base publiée et sur une base implicite :

Au deuxième trimestre 2015, par rapport à l’an dernier, l’impact estimé des variations de change a été positif de 282 millions d’euros sur le chiffre d’affaires ajusté et positif de 17 millions d’euros sur le résultat opérationnel courant ajusté après quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence.

4. Eléments non courants et résultat net du Groupe ajustés

Des éléments opérationnels non courants ajustés de (398) millions d’euros ont été comptabilisés ce trimestre, dont (386) millions d’euros reflètent une partie des charges exceptionnelles mentionnées précédemment.

Le résultat financier ajusté au deuxième trimestre 2015 comprend 20 millions d’euros de charges d’intérêts sur dette à long terme et court terme.

Le résultat net du Groupe sur le trimestre étant négatif, les options de souscriptions d’actions, actions de performance et obligations convertibles OCEANE ont un effet anti-dilutif.

5. Flux de trésorerie et situation financière consolidée ajustés

Au 30 juin 2015, la trésorerie nette ajustée s’est élevée à 1 415 millions d’euros contre 1 751 millions d’euros au 31 mars 2015.

Les investissements industriels ajustés pour le deuxième trimestre 2015 se sont élevés à 87 millions d’euros, contre 93 millions d’euros il y a un an.

Notre situation financière consolidée demeure robuste et solide. Les capitaux propres part du Groupe ajustés sont ressortis au 30 juin 2015 à 4 268 millions d’euros, contre 4 363 millions d’euros au 31 décembre 2014.

¹ Trésorerie et équivalents de trésorerie ajustés nets des découverts bancaires.

III. OBJECTIFS POUR L’EXERCICE 2015

• Chiffre d’affaires ajusté Subsea entre 5,2 et 5,5 milliards d’euros, résultat opérationnel courant ajusté¹ à environ 840 millions d’euros
• Chiffre d’affaires ajusté Onshore/Offshore à environ 6 milliards d’euros, résultat opérationnel courant implicite ajusté² entre 210 et 230 millions d’euros

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

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

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NOTICE

Aujourd’hui, jeudi 30 juillet 2015, M. Thierry Pilenko, Président-Directeur Général, et M. Julian Waldron, Group CFO, commenteront les résultats de Technip et répondront aux questions de la communauté financière à l’occasion d’une conférence téléphonique en anglais à partir de 10h00, heure de Paris.

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

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

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

Avertissement

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

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

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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 37 500 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 annexes I(a) et I(c) ne présentent pas le résultat opérationnel courant implicite. Voir l’annexe VI, page 22, pour les éléments exceptionnels.
² 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. Le résultat net du Groupe sur le trimestre étant négatif, les options de souscriptions d’actions, actions de performance et obligations convertibles OCEANE ont un effet anti-dilutif.

¹ Les annexes I(a) et I(c) ne présentent pas le résultat opérationnel courant implicite. Voir l’annexe VI, page 22, pour les éléments exceptionnels.

ANNEXE IV (b)
CONTRATS ANNONCES
Non audité

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

Dans le segment Subsea :

• Un contrat subsea pour un champ existant portant sur l’unité flottante de production, stockage et déchargement (FPSO) Triton, couvrant la gestion de projet et l’ingénierie, avec l’installation de deux risers flexibles et un riser ombilical dynamique : Dana Petroleum, 193 kilomètres à l’est d’Aberdeen en mer du Nord, par une profondeur d’eaux d’environ 90 mètres, Ecosse,
• Un contrat couvrant la conception, l’ingénierie, la fabrication, l’installation et la pré-mise en service des nouvelles conduites de production sur le côté sud de la plate-forme de forage et de production Thunder Horse, à une profondeur d’eau d’environ 1 900 mètres : BP Exploration & Production Inc., blocs 778 et 822 du Mississippi Canyon, golfe du Mexique,
• Un contrat de démantèlement des infrastructures existantes et d’installation des nouveaux équipements sous-marins qui viennent soutenir un système de production flottant, à une profondeur d’eau d’environ 2 000 mètres : Chevron North America Exploration and Production Company, Mississippi Canyon, golfe du Mexique.

Segment Onshore/Offshore :

• Un contrat d’ingénierie d’avant-projet détaillé (FEED) pour deux plates-formes à lignes tendues (TLP) pour le projet de développement commun des champs Liuhua 11-1 et 16-2, couvrant la conception et l’ingénierie des topsides (dont deux plates-formes de forage), coques, systèmes d’ancrages et risers : China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), en mer de Chine méridionale, République populaire de Chine,
• Un contrat d’ingénierie d’avant-projet détaillé (FEED) et d’ingénierie de détail pour le développement d’une nouvelle conduite de gaz de plus de 1 700 kilomètres, qui transportera du gaz du champ de Camisea vers le sud du Pérou : Consorcio Constructor Ductos del Sur, Pérou,
• Un contrat PMC significatif couvrant l’ingénierie, la fourniture des équipements, la construction, la mise en service, le démarrage et la gestion de garantie du projet de modernisation de la raffinerie de Basra : South Refineries Company (SRC) – Ministère du Pétrole, Iraq,
• Un contrat d’ingénierie, de fourniture des équipements, de construction et de mise en service qui couvre la modernisation de l’usine d’ammoniac appartenant au complexe d’engrais existant Phu My : PetroVietnam Fertilizer and Chemicals Corporation (PVFCCo), situé au sud de la province du Ba Ria-Vung Tau, Vietnam,
• Un contrat portant sur des services d’ingénierie détaillée pour des topsides et la fourniture des équipements dans le cadre de la conversion d’un pétrolier navette en une unité flottante de production, stockage et déchargement (FPSO) : Jurong Shipyard Pte Ltd, chantiers Jurong, Singapour.

Depuis le 30 juin 2015, Technip a également annoncé les contrats suivants, qui ne figuraient pas dans le carnet de commandes au 30 juin 2015 :

Segment Subsea :

• Un contrat d’ingénierie, de fourniture des équipements, de construction, d’installation et de mise en service pour le raccordement du premier support flottant de gaz naturel liquéfié de PETRONAS (PFLNG1) à la plate-forme KAKG-A et comprenant la fourniture des équipements et l’installation d’une flowline flexible de 3,2 kilomètres entre la plate-forme centrale de traitement existante KAKG-A du champ Kanowit jusqu’au riser de l’unité PETRONAS FLNG1 : PETRONAS Carigali, champ Kanowit, 200 kilomètres au large de Bintulu, Malaisie orientale.

Segment Onshore/Offshore :

• Le contrat d’unités flottantes de gaz naturel liquéfié Browse, qui couvre la réalisation et l’installation de trois unités FLNG. Le contrat attribué porte sur les éléments de l’ingénierie d’avant-projet détaillé du projet Browse FLNG. Un second contrat couvre l’ingénierie, la fourniture des équipements, la construction et l’installation, attribué au consortium Technip Samsung Consortium qui est soumis à la décision finale d’investissement du client : Shell Gas & Power Developments BV & Woodside Energy Limited, champs Brecknock, Calliance et Torosa dans le Bassin de Browse, à 425 kilomètres au nord de Broome, au nord-ouest de l’Australie,
• Un contrat pour des services de conseil en management de projet (PMC) portant sur un projet de transport de gaz depuis le champ Shah Deniz vers le marché européen. Les services porteront sur l’ensemble du management du projet et du chantier, la fourniture des équipements et la sous-traitance pour tous les lots EPC durant les phases d’ingénierie, de fourniture des équipements et de construction, ainsi que la gestion de garantie et de clôture du projet : Trans Adriatic Pipeline (TAP) AG, Italie, Albanie et Grèce.

Depuis le 30 juin 2015, Technip a également annoncé les contrats suivants, qui ne figuraient pas dans le carnet de commandes au 30 juin 2015 :

Dans le segment Onshore/Offshore :

• Un contrat pour un projet de modernisation et d’extension de la raffinerie MIDOR, visant à améliorer la qualité de production de l’usine, considérée comme étant la plus moderne du continent africain : Midor (Middle East Oil Refinery), près d’Alexandrie, Egypte,
• Un contrat pour le projet de modernisation de la raffinerie d’Assiout, destiné à raffiner le « fond du baril » et visant à maximiser la production de carburant diesel : Egyptian General Petroleum Corporation (EGPC) and Assiut Oil Refining Company (ASORC), Haute-Egypte.

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

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