TECHNIP : Résultats du deuxième trimestre 2012 de Technip

Regulatory News:

Technip (Paris:TEC):

RESULTATS DU DEUXIEME TRIMESTRE 2012

• Prise de commandes de 2 516 millions d'euros
• Carnet de commandes record de 12 724 millions d'euros, dont 5 963 millions d'euros pour le Subsea

• Chiffre d'affaires de 2 052 millions d'euros
• Taux de marge opérationnelle courante¹ de 9,9 %
• Résultat net de 134 millions d'euros

PERSPECTIVES CONFIRMEES POUR L'EXERCICE 2012²

• Chiffre d'affaires du Groupe entre 7,65 et 8,00 milliards d'euros
• Chiffre d'affaires Subsea entre 3,35 et 3,50 milliards d'euros, avec un taux de marge opérationnelle courante autour de 15 %, tous deux incluant Global Industries
• Chiffre d'affaires Onshore/Offshore compris entre 4,3 et 4,5 milliards d'euros, avec un taux de marge opérationnelle courante compris entre 6 % et 7 %

Le Conseil d'Administration de Technip, réuni le 24 juillet 2012, a arrêté les comptes consolidés du deuxième trimestre et du premier semestre 2012.

M. Thierry Pilenko, Président-Directeur Général, a déclaré : « Le chiffre d'affaires et les résultats du deuxième trimestre de Technip sont parfaitement en ligne avec nos objectifs. Dans le segment Subsea, une activité soutenue dans l'ensemble de nos régions a généré une croissance du chiffre d'affaires de près de 50 % par rapport au deuxième trimestre 2011. Dans le segment Onshore/Offshore, nos principaux chantiers ont continué de progresser, et le chiffre d'affaires est en croissance de près de 7 %.

Notre prise de commandes au cours du deuxième trimestre a été de nouveau soutenue, reflétant notre positionnement dans des régions et sur des technologies stratégiques, et portant notre carnet de commandes à 12,7 milliards d'euros. La prise de commandes Subsea est diversifiée tant en termes de zones géographiques que de taille de projets. La mer du Nord et l'Asie Pacifique ont été des régions particulièrement dynamiques. Dans le segment Onshore/Offshore, nous avons remporté au Moyen-Orient un important projet EPC à fort contenu technologique et, en Malaisie, notre deuxième projet d'unité flottante de gaz naturel liquéfié.

Le projet d'acquisition de Stone & Webster Process Technologies annoncé en mai vise à renforcer l'éventail des compétences, des technologies et des services proposé par Technip. Cette opération conforterait notre capacité à proposer des services à nos clients dès la genèse des projets, et permettrait de doubler notre chiffre d'affaires lié aux technologies.

Sur la plupart de nos marchés, le volume d'appels d'offres reste important sans que nous ne percevions à ce jour d'impact relatif au repli du cours du pétrole ou aux incertitudes économiques qui affectent l'Europe. Alors que nos clients restent focalisés sur leurs objectifs de production et sur les défis technologiques et les problématiques de ressources associés, Technip renforce sa position, accélérant investissements industriels et recrutant de nouveaux talents.

En résumé, tout en restant prudent dans un contexte économique incertains, nous confirmons nos objectifs financiers pour l'exercice 2012, et pensons pouvoir tirer parti des solides perspectives de croissance de notre industrie pour les années à venir.»

¹ Résultat opérationnel courant divisé par le chiffre d'affaires.

² Sur la base des taux de change moyens sur les mois de l'année déjà écoulés.

³ Résultat opérationnel courant avant dépréciation et amortissements.

⁴ En conformité avec les normes IFRS, le bénéfice par action calculé sur une base diluée s'obtient en divisant le résultat net de la période par le nombre moyen d'actions en circulation, augmenté du nombre moyen pondéré d'options de souscription non encore exercées et des actions gratuites attribuées calculé selon la méthode dite "du rachat d'actions" (IFRS 2) moins les actions auto-détenues. Dans le cadre de cette méthode, les options de souscription d'actions anti-dilutives ne sont pas prises en compte dans le calcul du BPA ; ne sont retenues que les options qui sont dilutives c'est-à-dire celles dont le prix d'exercice augmenté de la charge IFRS 2 future et non encore comptabilisée est inférieur au cours moyen de l'action sur la période de référence du calcul du résultat net par action.

I. PORTEFEUILLE DE PROJETS

1. Prise de commandes du deuxième trimestre 2012

Au cours du deuxième trimestre 2012, la prise de commandes de Technip s'est élevée à 2 516 millions d'euros. La répartition par segment d'activité est la suivante :

Pour le segment Subsea, la prise de commandes en mer du Nord comprend plusieurs projets de petite et moyenne taille ainsi qu'un contrat plus important en matière d'ingénierie, de fourniture des équipements, de construction et d'installation (EPCI) pour la mise en place d'une ligne de production à double enveloppe au moyen de notre technique de pointe de pose en déroulé pour le développement du champ Bøyla en Norvège. Nous avons également poursuivi notre expansion vers de nouveaux marchés : au Moyen-Orient, nous avons remporté le contrat South West Fatah et Falah tandis qu'au Mexique, nous avons gagné deux contrats EPIC dans la Baie de Campeche. Dans d'autres régions, nous avons continué de remporter plusieurs contrats diversifiés, notamment un contrat EPCI pour le complexe Panyu en Chine, ainsi qu'un contrat d'installation Subsea pour l'unité flottante de gaz naturel liquéfié (FLNG) Prelude en Australie, qui fait suite au contrat relatif aux installations flottantes signé l'an dernier.

Dans le segment Onshore/Offshore, la prise de commandes en Asie Pacifique comprend des contrats de services pour le FLNG de Petronas en Malaisie et pour l'unité flottante de production, stockage et déchargement (FPSO) du champ Ichthys en Australie. Nos équipes au Moyen-Orient travailleront sur un projet pétrochimique à fort contenu technologique en Arabie Saoudite, démontrant ainsi le succès de notre stratégie de différenciation dans cette région. Dans le reste du monde, nous avons remporté plusieurs projets stratégiques d'ingénierie d'avant-projet détaillé (FEED), dont celui de l'unité de polyéthylène située à Tobolsk en Russie.

En annexe IV (b) figurent les principaux contrats annoncés depuis avril 2012 ainsi qu'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 2012, le carnet de commandes de Technip a atteint 12 724 millions d'euros, contre 12 344 millions d'euros à la fin du premier trimestre 2012 et 9 413 millions d'euros à la fin du deuxième trimestre 2011.

Ce carnet de commandes, tel qu'indiqué dans le tableau ci-dessous, reste bien diversifié en termes de type de projets, de taille, de technologies et de zones géographiques.

3. Ecoulement du carnet de commandes

Environ 29 % du carnet de commandes devrait être exécuté en 2012.

II. PRINCIPALES INFORMATIONS OPERATIONNELLES & FINANCIERES DU DEUXIEME TRIMESTRE 2012

1. Subsea

Les principales activités du segment Subsea au cours du trimestre ont été les suivantes :

• En mer du Nord, nous avons poursuivi nos opérations au large sur le champ Goliat, au nord du Cercle polaire en mer de Barents, ainsi que le développement Gryphon Area Reinstatement Program (GARP) et le projet Causeway au Royaume-Uni. Afin de renforcer nos opérations dans la région, nous avons affrété pour plusieurs années le North Sea Giant ainsi qu'un nouveau navire construit en Norvège dont la livraison est prévue en 2014,
• Aux Amériques :
  • Au Brésil, nous avons livré à Petrobras l'installation de surface (topside) pour les faisceaux intégrés de production (IPB) du champ Papa Terra. La fabrication des conduites flexibles pour le développement du champ Baleia Azul a progressé et le projet de conduites d'export de Deep Capixaba a été livré au client en avance sur le calendrier,
  • Dans le golfe du Mexique, les travaux de pose de conduites pour le projet L56-57 dans les eaux territoriales mexicaines ont été achevés, alors que la fabrication des conduites flexibles conçues pour 3 000 mètres de profondeur d'eau s'est poursuivie pour le système de confinement de puits sous-marins (MWCS),
  • Les travaux ont progressé pour le développement accéléré du champ Mariscal Sucre au Venezuela,
• En Afrique, les opérations en mer sont terminées sur le projet GirRi au large de l'Angola, les opérations en mer se sont poursuivies au Congo et au Gabon pour CoGa, et les activités de fourniture ont démarré sur le projet Jubilee 1A au Ghana,
• En Asie Pacifique, le navire G1201 a débuté sa première opération de pose en S pour le projet en eaux peu profondes de Liwan, alors que les opérations en mer se sont poursuivies sur le projet Liuhua 11-1 en Chine. La fabrication des conduites flexibles pour le champ pétrolier Fletcher Finucane a démarré dans l'unité de fabrication Asiaflex en Malaisie.

Le taux d'utilisation des navires du Groupe pour le deuxième trimestre s'est élevé à 74 %, contre 62 % pour le premier trimestre 2012.

La performance financière du segment Subsea est présentée dans le tableau ci-dessous :

2. Onshore/Offshore

Les principales activités du segment Onshore/Offshore au cours du trimestre ont été les suivantes :

• Au Moyen-Orient :
  • Au Qatar, les travaux de génie mécanique, d'électricité et d'instrumentation ont démarré sur le projet « Plateau Maintenance »,
  • En Arabie Saoudite, les activités d'ingénierie et de fourniture des équipements sont presque finalisées et les travaux de construction ont continué pour la raffinerie de Jubail. En ce qui concerne le projet Khafji Crude Related, les premiers modules sont prêts à être livrés sur site,
  • Au large d'Abu Dhabi, les travaux se sont poursuivis pour le développement du champ gazier Satah,

• En Asie Pacifique :
  • En Australie, les activités se sont poursuivies pour le FLNG de Prelude, ainsi que pour les plates-formes fixes Wheatstone et Greater Gorgon, alors que les travaux d'ingénierie pour le FPSO Ichthys ont débuté,
  • En Chine, la production a démarré sur les deux trains de GNL de Ningxia,
  • En Malaisie, les travaux de FEED ont démarré pour le complexe RAPID, regroupant des unités de pétrochimie et de raffinage,
• Aux Amériques,
  • Dans le golfe du Mexique, la fabrication de la coque de la Spar Lucius a continué sur notre chantier naval de Pori en Finlande, alors que les travaux de FEED pour la Spar Mad Dog II se sont poursuivis dans le cadre de l'accord-cadre conclu avec BP pour une durée de 10 ans pour le développement de plates-formes de type Spar,
  • Au Brésil, les travaux d'ingénierie pour les FPSO P-58 et P-62 sont pratiquement terminés, et les livraisons des principaux équipements et des matériaux en vrac ont continué sur la raffinerie de Cubatão,
  • Au Venezuela, les travaux de conception et de FEED ont démarré pour l'upgradeur Petrocarabobo,
• Ailleurs, les projets relatifs à la raffinerie d'Alger en Algérie et à l'usine de vinyle d'Ikra en Russie ont progressé tandis que les travaux pour la raffinerie de Burgas montent en puissance en Bulgarie.

La performance financière du segment Onshore/Offshore est présentée dans le tableau ci-dessous :

3. Groupe

Le résultat opérationnel courant du Groupe, qui inclut une contribution négative de l'activité Corporate détaillée en annexe I (c), est présenté dans le tableau suivant.

Au deuxième trimestre 2012, les variations de change ont eu un impact positif sur le chiffre d'affaires, estimé à 67 millions d'euros, et un impact positif sur le résultat opérationnel courant, évalué à 5 millions d'euros.

Le résultat financier sur contrats comptabilisé en chiffre d'affaires s'est élevé à 4 millions d'euros au deuxième trimestre 2012.

4. Résultat net du Groupe

Au deuxième trimestre 2012, le résultat opérationnel inclut 3 millions d'euros de coûts de transaction et s'est élevé à 201 millions d'euros, contre 176 millions d'euros un an auparavant.

Le résultat financier du deuxième trimestre 2012 intègre un impact négatif de 12 millions d'euros lié aux variations de change et de juste valeur des instruments de couverture, contre un impact positif de 15 millions d'euros au deuxième trimestre 2011.

L'écart du nombre moyen d'actions sur une base diluée est essentiellement dû à la dilution potentielle des obligations convertibles (OCEANE) ainsi qu'aux options de souscription d'action et aux actions de performance attribuées aux employés du Groupe Technip.

5. Flux de trésorerie et bilan

Au 30 juin 2012, la situation de trésorerie nette du Groupe s'est établie à 252 millions d'euros contre 629 millions d'euros fin mars 2012.

(*) Dont l'impact de l'allocation préliminaire du prix d'acquisition de Global Industries, reflété dans l'état de situation financière du 31 décembre 2011 retraité, en annexe II.

Au cours du deuxième trimestre 2012, les investissements industriels ont fortement augmenté pour atteindre 152 millions d'euros contre 62 millions d'euros il y a un an. Ils ont notamment couvert des paiements liés à la fabrication du Deep Orient et de deux navires de pose de conduite pour le marché brésilien d'une capacité de tension de pose de 550 tonnes, ainsi que des travaux d'adaptation du North Sea Giant, récemment affrété. Au cours du premier semestre 2012, les investissements industriels se sont élevés à 248 millions d'euros contre 112 millions d'euros au cours du premier semestre 2011, et le montant total des investissements industriels pour 2012 devrait à présent être supérieur à 400 millions d'euros.

Les capitaux propres au 30 juin 2012 ressortent à 3 780 millions d'euros contre 3 673 millions au 31 décembre 2011.

L'état de situation financière consolidée au 30 juin 2012 intègre les émissions de dette à 10, 15 et 20 ans réalisées en juin 2012 pour un montant de 325 millions d'euros.

III. PERSPECTIVES CONFIRMEES POUR 2012

• Chiffre d'affaires du Groupe entre 7,65 et 8,00 milliards d'euros
• Chiffre d'affaires Subsea entre 3,35 et 3,50 milliards d'euros, avec un taux de marge opérationnelle courante autour de 15 %, tous deux incluant Global Industries
• Chiffre d'affaires Onshore/Offshore entre 4,3 et 4,5 milliards d'euros, avec un taux de marge opérationnelle courante compris entre 6 % et 7 %

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L'information sur les résultats du deuxième trimestre de 2012 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 26 juillet 2012, 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 :

France / Europe continentale : + 33 (0)1 70 77 09 40

Royaume-Uni : + 44 (0)203 367 9456

Etats-Unis : + 1 866 907 5924

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 :

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 30 000 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 (ADR: TKPPY).

(*) Retraité afin d'inclure l'impact de l'allocation préliminaire du prix d'acquisition de Global Industries.

(*) Retraité afin d'inclure l'impact de l'allocation préliminaire du prix d'acquisition de Global Industries.

ANNEXE IV (b)
PRISES DE COMMANDES
Non audité

Les principaux contrats que nous avons annoncés au cours du deuxième trimestre 2012 ont été les suivants :

Le segment Onshore/Offshore a remporté les contrats suivants :

• Un contrat à prix forfaitaire pour l'ingénierie de base, l'ingénierie d'avant-projet détaillé et la première phase de services de conseil de management de projet pour l'upgradeur Petrocarabobo, qui sera construit dans la région de Faja del Orinoco, au Venezuela,
• Dans le cadre d'un consortium avec Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering (DSME) Co. Ltd., Technip-Daewoo Consortium (TDC), a remporté auprès de Petronas Floating LNG 1 (Labuan) Ltd, filiale détenue à 100 % de Petroliam Nasional Berhad (PETRONAS), un contrat de service pour l'ingénierie, la fourniture des équipements, la construction, l'installation et la mise en service d'une unité flottante de gaz naturel liquéfié (FLNG) d'une capacité maximum de 1,2 million de tonnes par an. L'unité flottante de gaz naturel liquéfié, d'une longueur de 300 mètres et d'une largeur de 60 mètres sera située au large des côtes malaisiennes. Le contrat est une alliance signée entre TDC, menée par Technip, et Petronas. La part de Technip est constituée de services de gestion de projets et d'une somme forfaitaire pour l'ingénierie,
• Un contrat de service pour l'unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO) du champ Ichthys. Ce FPSO sera situé dans le Bassin de Browse, en Australie occidentale, par une profondeur d'eau de 250 mètres. Technip fournira ses services à Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering (DSME). Ce contrat couvre l'ingénierie détaillée et l'assistance à la fourniture des équipements des topsides (installations de surface) du FPSO d'Ichthys d'une capacité de stockage de 1,2 million de barils. Le projet de GNL d'Ichthys est une joint-venture entre INPEX (opérateur) et Total,
• Auprès de ZapSibNeftekhim LLC (filiale de JSC Sibur Holding), deux contrats d'ingénierie d'avant-projet détaillé pour les unités situées à Tobolsk, dans la région de Tyumen en Russie. Le premier contrat concerne une unité de polyéthylène à basse densité linéaire / haute densité en phase gazeuse ; le second est pour une unité de polyéthylène à haute densité en phase slurry. Chaque unité disposera de deux trains de production d'une capacité totale de 1,5 millions de tonnes par an de polyéthylène. Elles feront toutes deux appel aux licences d'INEOS Technologies.

Le segment Subsea a remporté les contrats suivants :

• Un contrat à prix forfaitaire auprès d'Anadarko Petroleum Corporation pour le développement du champ Lucius, situé dans la zone de Keathley Canyon dans le golfe du Mexique à une profondeur d'eau d'environ 2 130 mètres,
• Un contrat auprès de Chevron Australia Pty Ltd pour le projet Wheatstone, l'un des plus grands projets concernant les ressources australiennes. Le contrat, d'une valeur d'environ 245 millions d'euros, couvre le développement des champs Wheatstone et Lago, situés dans le Bassin de Carnarvon, au large des côtes nord-ouest australiennes,
• Auprès d'Inpex Corporation, un contrat à prix forfaitaire pour la fourniture de conduites flexibles pour le champ gazier Ichthys, en Australie. INPEX a transféré ce contrat à McDermott dans le cadre du contrat EPCI général portant sur les ombilicaux, les risers et les flowlines,
• Auprès d'Offshore Oil Engineering Co, Ltd (COOEC) un contrat pour l'installation d'une conduite pour le projet en eaux peu profondes Liwan 3-1, situé dans le bassin de Pearl River Mouth, en mer de Chine, à environ 300 kilomètres au sud de Hong Kong (Chine),
• Deux contrats auprès de Petróleos Mexicanos (PEMEX) dans la Baie de Campeche, au Mexique, d'une valeur totale de 105 millions d'euros,
• Un contrat d'ingénierie, de fourniture des équipements, d'installation et de mise en service auprès de Marathon Oil Norge AS, d'un montant de plus de 300 millions d'euros, pour le développement du champ de Bøyla en mer du Nord, situé à quelque 225 kilomètres à l'ouest de Stavanger, en Norvège, par une profondeur d'eau de 120 mètres. Le contrat inclut toutes les activités nécessaires à la finalisation de la construction du système sous-marin pour le développement du champ de Bøyla et au raccordement aux unités sous-marines existantes dans la zone d'Alvheim, située à 28 kilomètres,
• Un contrat auprès d'EnQuest Britain Limited pour le développement des champs Alma et Galia, situés à 310 kilomètres au sud-est d'Aberdeen (Royaume-Uni). Les champs, qui seront connectés à l'unité flottante de production, stockage et déchargement (FPSO) EnQuest Producer, se trouvent à une profondeur d'eau d'environ 80 mètres,
• Un important contrat d'installation sous-marine auprès de Shell Development (Australie) Pty Ltd pour l'unité flottante de gaz naturel liquéfié Prelude(1) (FLNG) située à quelque 200 kilomètres au nord-ouest des côtes australiennes, dans le Bassin de Browse, par une profondeur d'eau d'environ 240 mètres.

Depuis le 30 juin 2012, Technip a également annoncé l'attribution des contrats suivants inclus dans le carnet de commandes au 30 juin 2012 :

Le segment Onshore/Offshore a remporté les contrats suivants :

• Auprès de la société de pétrochimie Al-Jubail Petrochemical Company (KEMYA) - une joint-venture entre SABIC et Exxon Chemical Arabia, filiale d'ExxonMobil Chemical Company - un contrat pour l'ingénierie, la fourniture des équipements et la construction d'une unité d'Halobutyle située à Al-Jubail (Arabie Saoudite). Ce projet fait partie du Programme Saudi Elastomers entrepris par KEMYA pour l'installation d'une unité d'élastomère de grande envergure, afin de fournir les marchés locaux, le Moyen-Orient et l'Asie.

Le segment Subsea a remporté les contrats suivants :

• Auprès de Dubai Petroleum un contrat d'ingénierie d'avant-projet détaillé, de fourniture des équipements, d'installation et de mise en service (EPIC) pour les champs de South West Fatah et Falah, situés à 90 kilomètres au large de Dubaï, aux Emirats arabes unis, par une profondeur d'eau de 53 mètres. Le contrat comprend le remplacement d'une conduite de gaz de 12 pouces et six conduites d'injection de 18 pouces,
• Un contrat d'installation sous-marine auprès d'Apache Energy Ltd d'une valeur d'environ 50 millions d'euros pour le développement du champ pétrolier Balnaves, situé dans le Bassin de Carnarvon, au large des côtes nord-est de l'Australie, par une profondeur d'eau d'environ 135 mètres,
• Un contrat auprès de Marathon Oil Norge AS dans le cadre de l'expansion en cours des centres de forage sous-marins des champs Kneler B et Volund situés dans la zone d'Alvheim en mer du Nord. La profondeur d'eau dans la zone est d'environ 120 mètres et les travaux sous-marins feront appel à des robots ainsi qu'à des plongeurs.

Depuis le 30 juin 2012, Technip a également annoncé l'attribution du contrat suivant, qui n'était pas inclus dans le carnet de commandes au 30 juin :

Dans le segment Onshore/Offshore :

• Technip a remporté auprès de Reliance Industries Limited (RIL) un package de licence et de fourniture de l'ingénierie de base, ainsi qu'un contrat d'ingénierie et de fourniture des équipements pour l'unité de Refinery Off-Gas Cracker (ROGC). Ce contrat fait partie du projet d'expansion du complexe pétrochimique et de raffinage de grande envergure de RIL à Gujarat, sur la côte ouest de l'Inde.

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