TECHNIP : Résultats du premier trimestre 2012 de Technip

Regulatory News:

Le Conseil d'Administration de Technip (Paris:TEC) (ISIN:FR0000131708), réuni le 24 avril 2012, a arrêté les comptes consolidés non audités du premier trimestre 2012.

Thierry Pilenko, Président-Directeur Général, a déclaré : « Notre performance au premier trimestre est tout à fait en ligne avec nos attentes, ce qui nous permet de réaffirmer nos objectifs financiers pour l'exercice 2012. Les tendances que nous avions évoquées dans notre communiqué du mois de février se sont matérialisées. Nous constatons un dynamisme sur la quasi-totalité de nos marchés, porté par la volonté de nos clients de mettre rapidement leurs réserves en production et soutenu par le bon positionnement de Technip dans des régions, sur des technologies et dans des secteurs stratégiques.

Notre prise de commandes a été l'élément le plus marquant du trimestre et nous a permis de construire un carnet de commandes record et bien diversifié. Dans le segment Subsea, l'efficacité de notre business model intégré nous a permis d'enregistrer des succès commerciaux sur plusieurs contrats de petite et moyenne taille, et de gagner un grand contrat EPIC, Quad 204, pour un développement en mer du Nord britannique. Dans le segment Onshore/Offshore, le contrat Burgas souligne le leadership de Technip sur le secteur du raffinage et valide notre stratégie consistant à intervenir auprès de nos clients dès la genèse de leurs principaux projets. En Malaisie, notre capacité à fournir un contenu local très qualifié a été déterminante pour remporter le contrat d'ingénierie d'avant-projet détaillé (FEED) pour le complexe pétrochimique RAPID de Petronas qui marque une étape importante dans cette région.

Nous observons une orientation positive de notre secteur dans la mesure où les plans d'investissements des opérateurs restent très ambitieux. Même si la date d'attribution de chaque contrat peut être difficile à prévoir, de nombreux appels d'offres sont en cours. En outre, certains opérateurs ont exprimé leurs préoccupations quant à la disponibilité de certaines ressources, tel le manque de capacités de forage en eaux profondes, voire de personnel qualifié sur l'ensemble de la chaîne de valeur.

Dans ce marché prometteur, Technip cherche à se différencier par sa capacité à renforcer un carnet de commandes diversifié tout en maintenant un effort constant sur la rentabilité et sur l'exécution de ses projets. Nous continuons d'investir dans la technologie, les actifs et particulièrement dans les ressources humaines, afin de répondre aux enjeux et aux besoins croissants de nos clients. »

¹ Résultat opérationnel courant divisé par le chiffre d'affaires.
² Sur la base des cours 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 premier trimestre 2012

Au cours du premier trimestre 2012, la prise de commandes de Technip s'est élevée à 3 310 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 que des contrats EPIC plus importants comme les projets Quad 204 au Royaume-Uni et î..sgard Subsea Compression en Norvège. En Asie-Pacifique, nous avons signé divers contrats dont plusieurs nécessitant des capacités de pose en S et de levages lourds (Heavy lift) tels que Wheatstone et Greater Western Flank en Australie. Les autres régions ont continué d'enregistrer divers succès commerciaux tels que la Phase 1A du projet Jubilee au Ghana, l'approvisionnement en risers flexibles pour les champs pré-salifères de Guara & Lula Nordeste au Brésil ou des travaux de construction sous-marine pour le champ Lucius situé dans la zone américaine du golfe du Mexique.

Pour le segment Onshore/Offshore, la prise de commandes est composée de contrats gagnés sur l'ensemble des continents. L'Europe a affiché un bon niveau de commandes avec un regain d'activité offshore pour Technip au Danemark et en Norvège, et un grand contrat EPC pour la construction de la raffinerie de Burgas en Bulgarie. En Malaisie, nos efforts soutenus pour développer nos capacités d'ingénierie au niveau local continuent de porter leurs fruits avec la signature d'un contrat FEED pour le complexe de pétrochimie et de raffinage RAPID, alors qu'aux Amériques et au Moyen-Orient nous avons signé plusieurs contrats de plus petite taille à la fois à terre et en mer.

Les principaux contrats annoncés depuis janvier 2012 et leur valeur approximative lorsque celle-ci a été publiée figurent en annexe IV (b).

2. Carnet de commandes par zone géographique

Le carnet de commandes de Technip s'élève à la fin du premier trimestre 2012 à 12 344 millions d'euros, contre 10 416 millions d'euros fin 2011, suite aux prises de commandes du trimestre et à certains ajustements en partie liés aux variations de cours de change.

Comme présenté dans le tableau ci-dessous, ce carnet de commandes reste bien diversifié en termes de types de projets, de taille, de technologies et de zones géographiques.

3. Ecoulement du carnet de commandes

Environ 43 % du carnet de commandes devrait être exécuté en 2012.

II. PRINCIPALES INFORMATIONS OPERATIONNELLES & FINANCIERES DU PREMIER TRIMESTRE 2012

1. Subsea

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

• En mer du Nord, nous avons concentré nos efforts afin de finaliser les projets retardés par le mauvais temps en 2011. L'Apache II a notamment achevé les opérations de pose de conduites pour plusieurs projets, en particulier l'installation de la conduite rigide à double enveloppe chauffée par traçage électrique (ETH-PIP) du projet Islay au Royaume-Uni,
• Aux Amériques,
  • Au Brésil, la pose en S de la conduite d'export de Capixaba en eaux profondes a été achevée avec succès grâce au soutien de notre base logistique d'Angra, alors que la phase 2 du projet BC-10 a avancé,
  • Dans le golfe du Mexique, le Deep Blue a finalisé l'installation du riser pour Caesar Tonga et de la ligne d'injection d'eau pour Shenzi aux Etats-Unis, alors que les travaux ont avancé sur les projets mexicains L56-57 avec l'Hercules,
  • Les travaux ont progressé sur Mariscal Sucre, projet de développement de champ au Venezuela,
• En Afrique, la fabrication de conduites flexibles a progressé et les opérations en mer ont commencé pour le projet CoGA au large du Congo et du Gabon,
• En Asie-Pacifique, la montée en puissance de la production d'ombilicaux et de conduites flexibles s'est poursuivie dans l'usine Asiaflex Products, passée à trois rotations d'équipes.

Le taux d'utilisation des navires au cours du premier trimestre 2012 intègre les navires acquis via Global Industries en décembre 2011. Il était de 62 % contre 65 % au même trimestre 2011, intégrant plusieurs jours de cale sèche pour la maintenance des navires de pose de rigides déroulés. Comme communiqué précédemment, le faible carnet de commandes impliquant des navires de pose en S et de levage lourd (Heavy lift) a pesé sur la rentabilité du segment.

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, les travaux de construction de nouvelles usines ou de modification d'unités existantes se sont poursuivis sur la raffinerie de Jubail en Arabie Saoudite, le projet PMP au Qatar, Asab 3 à Abu Dhabi et en Chine pour la préfabrication de la plate-forme Khafji Crude Related, alors que les travaux d'ingénierie sur le développement du champ gazier de Satah au large d'Abu Dhabi ont avancé,
• En Asie-Pacifique, les activités d'ingénierie et de fourniture d'équipements ont progressé pour le projet d'unité flottante de gaz naturel liquéfié Prelude, pour Wheatstone, et pour Greater Gorgon au large de l'Australie. Les activités de services sur site se sont poursuivies sur l'usine de gaz Macedon également en Australie, et les activités de FEED de l'unité flottante de gaz naturel liquéfié de Petronas en Malaisie ont été finalisées,
• Aux Amériques, les travaux de fabrication de la Spar Lucius pour le golfe du Mexique montent en puissance sur notre chantier naval de Pori en Finlande, alors que les activités d'ingénierie et de fourniture d'équipements se sont poursuivies sur la raffinerie de Cubatão au Brésil et sur le complexe CNRL de sables bitumineux au Canada,
• Ailleurs, les projets pour la raffinerie d'Alger en Algérie et pour l'usine de vinyle d'Ikra en Russie ont progressé alors que les travaux montent en puissance sur le projet Burgas de raffinerie 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 premier trimestre 2012, les variations de change ont eu un impact positif estimé à 21 millions d'euros sur le chiffre d'affaires et un impact positif estimé à 3 millions d'euros sur le résultat opérationnel courant.

Le résultat financier sur les contrats comptabilisé en chiffre d'affaires s'est élevé à 3 millions d'euros au premier trimestre 2012.

4. Résultat net du Groupe

Le résultat opérationnel s'est élevé à 165 millions d'euros au premier trimestre 2012 contre 145 millions d'euros il y a un an.

Le résultat financier au premier trimestre 2012 comprend un impact négatif d'1 million d'euros lié aux variations de change et de juste valeur des instruments de couverture, contre un impact positif de 7 millions d'euros au premier 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 stock-options et aux actions de performance attribuées aux employés de Technip.

5. Flux de trésorerie et bilan

Au 31 mars 2012, la situation de trésorerie nette du Groupe s'établissait à 629 millions d'euros contre 721 millions d'euros fin 2011.

Les investissements industriels effectués au cours du premier trimestre 2012 comprennent des paiements relatifs au G1201 qui a désormais achevé ses essais en mer et qui devrait être prêt à opérer en mai 2012, ainsi que des paiements relatifs à l'avancement des travaux de construction des usines et des navires.

La trésorerie brute a diminué au cours du trimestre à la suite du remboursement de l'obligation convertible acquise avec Global Industries en 2011, pour un montant de 323 millions de dollars.

Au 31 mars 2012, les capitaux propres sont ressortis à 3 788 millions d'euros contre 3 673 millions d'euros au 31 décembre 2011.

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 %

Le montant total des investissements industriels attendu pour 2012 devrait ressortir entre 350 et 400 millions d'euros.

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INFORMATION

Aujourd'hui jeudi 26 avril 2012, Thierry Pilenko, Président-Directeur Général, ainsi que 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 10:00, 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 :

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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 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: TKPPK).

ANNEXE IV (b)
PRISES DE COMMANDES
Non audité

Les principaux contrats que nous avons annoncés au cours du premier trimestre 2012 sont les suivants :

Le segment Onshore/Offshore a remporté :

• Un contrat auprès d'Andra pour être le principal contractant pour le futur centre industriel de stockage géologique (CIGEO) qui devrait être construit dans les départements de la Meuse et de la Haute-Marne, en France,

• Auprès de Lukoil Neftochim Burgas ad, filiale d'OAO LUKOIL, un contrat clé en main à prix forfaitaire, d'une valeur de plus de 900 millions d'euros (part de Technip d'environ 600 millions d'euros), pour l'ingénierie, la fourniture des équipements et la construction de la Phase 1 d'un complexe d'hydrocraquage de résidus lourds qui sera développé dans leur raffinerie de Burgas, en Bulgarie,
• Un contrat, d'une valeur d'environ 110 millions de dollars australiens (90 millions d'euros), auprès de Daewoo Shipbuilding and Marine Engineering (DSME) pour la conception détaillée de la plate-forme de traitement du gaz en mer de Wheatstone auprès de Chevron, située à 200 kilomètres au large des côtes australiennes,
• Un contrat auprès de Kuwait Gulf Oil Company (KGOC), pour l'ingénierie, la fourniture des équipements, la construction et l'assistance à la mise en service de leur système d'export de gaz et de condensat. Le projet comprend une partie onshore et une partie offshore en Arabie Saoudite et au Koweït,
• Un accord-cadre d'entreprise auprès de Shell Global Solutions International B.V., portant sur l'ingénierie et la gestion de projets dans le domaine du SURF (ombilicaux, risers et flowlines sous-marins). La durée du contrat est de cinq ans, avec une option pour être prolongé de cinq ans et concerne la fourniture de services couvrant l'ensemble des projets SURF de Shell dans le monde,
• Auprès de DONG E&P et BAYERNGAS, un contrat pour le développement du projet HEJRE, au large des côtes du Danemark, par une profondeur d'eau de 70 mètres. Ce contrat couvre l'ingénierie, la fourniture des équipements, la fabrication, le raccordement et l'assistance au démarrage d'une plate-forme fixe comprenant des têtes de puits, des unités de process et des unités associées,
• Un contrat à prix forfaitaire d'ingénierie d'avant-projet détaillé (FEED) auprès de Statoil ASA pour le développement de la plate-forme flottante Luva, au large de la Norvège, à une profondeur d'eau d'environ 1 300 mètres,
• Un contrat d'ingénierie d'avant-projet détaillé (FEED), par PETRONAS, pour sa proposition de projet Refinery and Petrochemical Integrated Development (RAPID) situé dans l'Etat de Johor, en Malaisie.

Le segment Subsea a remporté :

• L'extension d'un contrat-cadre auprès de Statoil pour les services de plongée, de réparation et de modification d'installations en Norvège détenu par Technip depuis janvier 2007 jusqu'à décembre 2014. Le chiffre d'affaires annuel issu de ce contrat devrait avoisiner les 50-80 millions d'euros,

• Auprès de Nexen Petroleum U.K. Limited un contrat à prix forfaitaire, d'une valeur d'environ 135 millions d'euros pour le développement du champ Golden Eagle situé à 110 kilomètres au nord-est d'Aberdeen en Ecosse, par une profondeur d'eau de 115 m,

• Deux contrats par la compagnie internationale d'énergie Statoil, d'une valeur totale de près de 55 millions d'euros, pour les développements des champs de Vilje South et de Visund North situés en mer du Nord norvégienne par une profondeur d'eau de respectivement 120 et 385 mètres,

• Deux contrats, d'une valeur approximative de 100 millions d'euros, pour la Phase 1A du projet Jubilee. Le champ Jubilee est situé au large du Ghana par une profondeur d'eau de 1 300 mètres,
• Un contrat-cadre de cinq ans auprès de Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) pour la fourniture de près de 1 400 kilomètres de conduites flexibles. Le contrat comprend un approvisionnement débutant en 2013 et des commandes garanties pour au moins la moitié de la valeur totale, estimée actuellement à près de 2,1 milliards de dollars US,
• Un contrat d'installation de conduites auprès de Woodside Energy Limited pour le projet de Greater Western Flank Phase 1 situé à 130 kilomètres au nord-ouest de Karratha (ouest de l'Australie),
• Un contrat à prix forfaitaire auprès de Hess Corporation pour le développement du champ Tubular Bells, situé dans la zone du Mississippi Canyon dans la partie américaine du golfe du Mexique par une profondeur d'eau d'environ 1 370 mètres,
• Un contrat auprès de Statoil, d'une valeur supérieure à 150 millions d'euros pour le projet majeur î..sgard Subsea Compression situé en mer de Norvège, à 40 kilomètres à l'est du champ î..sgard, par une profondeur d'eau de 340 mètres. Le contrat couvre l'installation du système de compression sous-marine et sa connexion aux infrastructures sous-marines existantes et à la plate-forme î..sgard,
• Un contrat à prix forfaitaire à très fort contenu technologique auprès de Petrobras pour l'approvisionnement des conduites d'injection de gaz pour développer les champs pré-salifères de Guara & Lula Nordeste situés dans le Santos Basin, au large du Brésil, à une profondeur d'eau de 2 250 mètres,
• Deux contrats en Norvège pour les projets î..sgard et Gudrun & Valemon. La valeur totale des contrats est d'environ 45 millions d'euros,
• Un contrat avec Exxon Mobil Corporation pour l'équipement sous-marin sur le projet de gaz naturel Hadrian South dans le golfe du Mexique à une profondeur d'eau de 2 300 mètres,
• Auprès de Santos Limited, un contrat d'approvisionnement de conduites flexibles pour le développement du champ pétrolier Fletcher Finucane, dans l'ouest de l'Australie. Le champ est situé dans le Bassin de Carnarvon, au large des côtes nord-ouest australiennes, à une profondeur d'eau de 160 mètres,
• Un contrat remporté auprès de BP et de ses partenaires pour développer l'infrastructure sous-marine pour le projet Quad 204, situé à l'ouest des Iles Shetland. Il s'agit du plus grand contrat signé jusqu'à présent par Technip en mer du Nord britannique, d'une valeur d'environ 600 millions d'euros,
• Un contrat signé avec Bluewater Industries Inc. pour le développement du champ Cheviot, dont l'opérateur est ATP Oil & Gas (UK) Limited. Le champ Cheviot se situe sur le Block 2/10B, à environ une centaine de kilomètres à l'est des Iles Shetland, en mer du Nord britannique, à une profondeur d'eau de 150 mètres. Le projet comprend également le développement des champs Peter et Eclat.

Depuis le 31 mars 2012, Technip a également annoncé l'attribution des contrats suivants inclus dans le carnet de commandes au 31 mars 2012 :

Le segment Onshore/Offshore a remporté :

• 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.

Le segment Subsea a remporté :

• 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 eau peu profonde 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).

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