Résultats de Technip pour le quatrième trimestre et l'exercice 2013
Regulatory News :
Le Conseil d'Administration de Technip (Paris:TEC) (ISIN:FR0000131708) (ADR:TKPPY), réuni le 18 février 2014, a arrêté les comptes consolidés de l'exercice 2013.
| En millions d'euros, sauf résultat dilué par action | 2012* | 2013 | Variation | 4T 12* | 4T 13 | Variation | ||||||
| Chiffre d'affaires | 8 203,9 | 9 336,1 | 13,8 % | 2 300,5 | 2 484,8 | 8,0 % | ||||||
| EBITDA2 | 1 023,6 | 1 078,0 | 5,3 % | 290,7 | 271,9 | (6,5) % | ||||||
| Taux d'EBITDA | 12,5 % | 11,5 % | (93)bp | 12,6 % | 10,9 % | (169)bp | ||||||
| Résultat opérationnel courant | 828,7 | 844,5 | 1,9 % | 239,2 | 207,2 | (13,4) % | ||||||
| Taux de marge opérationnelle courante | 10,1 % | 9,0 % | (106)bp | 10,4 % | 8,3 % | (206)bp | ||||||
| Résultat opérationnel | 819,2 | 844,5 | 3,1 % | 236,7 | 207,2 | (12,5) % | ||||||
| Résultat net | 543,3 | 563,1 | 3,6 % | 147,9 | 134,5 | (9,1) % | ||||||
| Résultat dilué par action3 (€) | 4,53 | 4,68 | 3,3 % | 1,22 | 1,11 | (9,0) % | ||||||
| Dividende par action4 (€) | 1,68 | 1,85 | 10,1 % | |||||||||
| Prise de commandes | 11 649 | 11 999 | 2 975 | 3 188 | ||||||||
| Carnet de commandes | 14 251 | 16 581 |
* retraité des impacts liés à l'application rétrospective de la norme
IAS 19 « Avantages du Personnel » amendée au 1er
janvier 2013
1 Résultat opérationnel courant divisé par
le chiffre d'affaires.
2 Résultat opérationnel courant
avant dépréciation et amortissements.
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.
4 Proposition du Conseil d'Administration de
Technip qui sera soumise à l'approbation des actionnaires réunis en
Assemblée Générale le 24 avril 2014.
M. Thierry Pilenko, Président-Directeur Général, a déclaré :
«2013 a été une année de défis et de réalisations. Dans le segment Onshore/Offshore, notre performance opérationnelle en 2013 a été conforme à nos attentes tout au long de l'année. Nous avons bien avancé avec la finalisation de projets majeurs tels la Spar de Lucius et la raffinerie de Jubail. Dans le segment Subsea, après 9 mois de croissance du chiffre d'affaires et des bénéfices, nous avons dû réviser nos perspectives pour le quatrième trimestre. Nous avons livré de nombreux projets de manière satisfaisante, notamment en mer du Nord. Il convient de souligner que le Groupe a atteint tous ses derniers objectifs financiers et opérationnels pour le quatrième trimestre.
Tout au long de l'année, nous avons été en mesure d'apporter de la valeur ajoutée à nos clients grâce à nos efforts visant à développer nos talents, nos actifs, nos technologies et notre présence géographique, tant par croissance organique que par des acquisitions ciblées. Ainsi, Technip a remporté 12 milliards d'euros de commandes en 2013. Elles comprennent les premières commandes pour notre nouvelle usine de fabrication de conduites flexibles située au Brésil, le projet Moho Nord au Congo qui mobilise nos navires de pose en S, l'investissement dans la pétrochimie aux Etats-Unis pour le compte de CPChem ainsi qu'un contrat majeur de conseil en management de projets au Koweït. Ces deux derniers capitalisent sur l'acquisition de Stone and Webster Process Technologies, en 2012.
Notre carnet de commandes en fin d'année s'élève à 16,6 milliards d'euros. Il est rentable et bien diversifié par segment, type de client et zone géographique. Cette visibilité nous a permis de fixer des objectifs financiers réalistes pour les deux ans à venir. Nous réitérons pleinement ces objectifs aujourd'hui. En conséquence, compte tenu de la croissance du chiffre d'affaires, des bénéfices et du cash-flow, nous proposons à nos actionnaires une augmentation du dividende de 10 % à 1,85 euro par action.
Les investissements de nos clients vont continuer à progresser dans l'ensemble, même si c'est avec un rythme plus faible que celui de la décennie passée. Certains thèmes ne sont pas nouveaux dans notre secteur. Ainsi, nous pouvons citer le déclin rapide des réservoirs matures, l'abondance de nouveaux champs destinés à les remplacer, une tendance long terme favorable à la production gazière, l'importance du pétrole et du gaz de schistes sur le marché américain. Depuis quelques années maintenant, le lancement de grands projets prend plus de temps, mais les récents contrats attribués ainsi que les dernières annonces confirment la volonté de nos clients d'aller de l'avant. Pour y parvenir, nos clients semblent vouloir s'associer davantage et plus en amont avec la « supply chain » pour définir ensemble des solutions adaptées.
Technip est très bien positionné dans des régions comme le Brésil, l'Afrique et l'Amérique du Nord, et dans des domaines technologiques comme le (F)LNG où les investissements de nos clients sont en croissance. Nous accompagnons nos clients depuis la conception de leurs projets, jusqu'au FEED et notamment pendant les phases d'optimisation. Nous sommes ainsi en mesure de proposer des technologies et de concevoir des solutions permettant d'assurer la rentabilité de leurs projets, quelle que soit leur taille. Aujourd'hui, nous constatons que notre positionnement nous permet de gagner de nombreux contrats essentiellement fondés sur notre valeur ajoutée. A moyen terme, cela se traduit par des partenariats sur le long terme avec des clients ou des partenaires industriels, tels Shell, ExxonMobil, BP, Sasol, COOEC, Huanqiu et Heerema.
Pour 2014, la priorité de Technip est de confirmer notre capacité de livrer nos projets de manière sûre et fiable, dans le but de générer une croissance rentable en 2014, 2015 et au-delà. Nous maintenons notre stratégie – à savoir rentabilité, diversification de notre portefeuille de projets, investissements dans les actifs stratégiques, développement de technologie propriétaire, et renforcement de notre contenu national. Ainsi, notre position de leader dans notre secteur s'en trouvera renforcée. »
I. PORTEFEUILLE DE PROJETS
1. Prise de commandes pour le quatrième trimestre 2013
Au cours du quatrième trimestre 2013, la prise de commandes de Technip s'élève à 3 187,6 millions d'euros. La répartition par segment d'activité est la suivante :
|
Prise de commandes
(en millions d'euros) |
4T 2012 | 4T 2013 | ||||||
| Subsea | 914,1 | 1 596,4 | ||||||
| Onshore/Offshore | 2 061,0 | 1 591,2 | ||||||
| Total | 2 975,1 | 3 187,6 | ||||||
Subsea
Pour le segment Subsea, la prise de commandes est alimentée par l'attribution du contrat T.E.N. au Ghana, où Technip sera chargé de la fourniture et de l'installation des ombilicaux, des flowlines et des risers. En mer du Nord, Technip a également remporté plusieurs contrats qui comprenaient des travaux dans des champs déjà en exploitation, notamment des opérations de plongée et de soudage sous-marin pour le champ Edvard Grieg. En Malaisie, après la phase d'ingénierie d'avant-projet détaillé (FEED), un contrat a été attribué pour l'installation de 75 km de conduites pour le développement du bloc SK316.
Onshore/Offshore
Dans le segment Onshore/offshore, la prise de commandes comprend la notification du contrat de conception et de fourniture de deux unités de production de polyéthylène, avec notre partenaire de construction, aux Etats-Unis. Le marché américain de l'aval est resté actif avec l'attribution de contrats de fourniture de technologie et de FEED pour un projet d'éthylène ainsi que pour une unité de Gas-To-Liquid (GTL), tous deux situés en Louisiane. Au Koweït, Technip a remporté un contrat de conseil en management de projets d'une durée de cinq ans afin d'accompagner son client dans le cadre du développement de nouvelles installations ainsi que la mise à niveau de celles existantes. En Malaisie, outre le Subsea, Technip sera chargé de la conception, la construction et l'installation de la plateforme centrale de traitement (CPP) du bloc SK316 qui sera reliée à une plateforme de tête de puits.
En annexes IV (b), figurent les principaux contrats annoncés depuis octobre 2013 et une indication de leur valeur approximative, lorsque celle-ci a été publiée.
2. Carnet de commandes par zone géographique
A la fin du quatrième trimestre 2013, le carnet de commandes de Technip a progressé pour atteindre 16,6 milliards d'euros, contre 15,9 milliards d'euros à la fin du troisième trimestre 2013, et 14,3 milliards d'euros à la fin du quatrième trimestre 2012.
Ce carnet de commandes, tel qu'indiqué dans le tableau ci-dessous, reste bien diversifié en termes de projets, de taille, de technologies et de zones géographiques :
|
Carnet de commandes par zone géographique
(en millions d'euros) |
30 septembre 2013 | 31 décembre 2013 | Variation | |||||||||
| Europe, Russie, Asie Centrale | 3 704 | 4 172 | 12,6 % | |||||||||
| Afrique | 2 466 | 2 778 | 12,6 % | |||||||||
| Moyen-Orient | 1 777 | 1 585 | (10,8) % | |||||||||
| Asie-Pacifique | 2 785 | 2 638 | (5,3) % | |||||||||
| Amériques | 5 119 | 5 409 | 5,7 % | |||||||||
| Total | 15 851 | 16 581 | 4,6 % | |||||||||
3. Ecoulement du carnet de commandes
Environ 47 % du carnet de commandes devrait être réalisé en 2014.
| Ecoulement estimé du carnet de commandes au 31 décembre 2013 (en millions d'euros) | Subsea | Onshore/Offshore | Groupe | |||||||||
| 2014 | 3 427 | 4 314 | 7 741 | |||||||||
| 2015 | 2 913 | 2 596 | 5 509 | |||||||||
| 2016+ et au-delà | 2 302 | 1 029 | 3 331 | |||||||||
| Total | 8 642 | 7 939 | 16 581 | |||||||||
II. PRINCIPALES INFORMATIONS OPERATIONNELLES ET FINANCIERES POUR LE QUATRIEME TRIMESTRE 2013
1. Subsea
Les principales opérations dans le Subsea ont été les suivantes :
-
Aux Amériques :
- Dans la partie américaine du golfe du Mexique, des avancées ont été enregistrées sur les sept projets dont les résultats ont impacté la performance du quatrième trimestre. Le Deep Blue et le Deep Energy ont tous deux participé activement à des campagnes de pose durant cette période. Le Deep Energy a finalisé sa première campagnes sur Walker Ridge gas gathering system, suivi par l'installation d'ombilicaux sur le champ de Lucius. Parallèlement, le Deep Blue a posé des flowlines et des risers sur les champs Jack et Saint-Malo, et a poursuivi l'installation de risers sur le champ Tubular Bells.
- Au Brésil, la livraison des conduites flexibles pour le champ pré-salifère Tupi a été finalisée, tandis que la production d'une deuxième série de lignes de conduites intégrées (IPB) pour les risers et les flowlines du champ Papa-Terra a avancé. La conception détaillée et la fourniture des équipements pour les conduites flexibles qui seront situées sur les champs pré-salifères de Sapinhoa, Lula Nordeste et Iracema Sul se sont poursuivies.
- Au Canada, le projet Hibernia Southern Extension est finalisé, alors que le projet pour le champ South White Rose Extension a progressé.
- En mer du Nord, les opérations en mer ont été finalisées sur le champ Gannet par notre navire l'Apache II et sur le champ Brynhild, situés respectivement en Ecosse et en Norvège. Les projets Greater Stella et Quad 204 ont également avancé en Ecosse, tout comme le projet Åsgard Subsea Compression en Norvège. Dans le même temps, l'ingénierie et la fourniture des équipements ont continué sur les projets Bøyla, Snøhvit CO2 et Gullfaks, tous situés en Norvège, et sur le projet Golden Eagle en Ecosse.
- En Afrique de l'Ouest, les activités d'ingénierie ont avancé et les premières commandes ont été passées pour le projet de développement Moho Nord au Congo. Au Nigeria, la conception d'ombilicaux à tube d'acier et de conduites flexibles s'est poursuivie sur le champ Egina. La mobilisation de nos équipes et le développement de l'ingénierie ont débuté sur le projet T.E.N. au Ghana.
- En Asie Pacifique, l'ingénierie détaillée a avancé pour les infrastructures sous-marines des projets Prelude et Malikai, situés respectivement en Australie et en Malaisie. La conception des ombilicaux s'est poursuivie pour le projet Wheatstone en Australie. Dans le même temps, en Malaisie, les activités en mer ont démarré sur le projet Gumusut où le Deep Orient a installé des ombilicaux à tube d'acier.
Au final, le taux d'utilisation des navires du Groupe pour le quatrième trimestre 2013 s'élève à 69 %, contre 78 % pour le quatrième trimestre 2012.
La performance financière pour le segment Subsea est présentée dans le tableau suivant. Elle a été marquée en particulier par la poursuite des campagnes en mer sur les projets dans la partie américaine du golfe du Mexique, par de faibles activités offshore partout ailleurs, ainsi que par l'appréciation de l'euro par rapport aux principales devises de nos activités.
| En millions d'euros | 4T 2012* | 4T 2013 | Variation | |||||||||
| Subsea | ||||||||||||
| Chiffre d'affaires | 1 200,4 | 963,1 | (19,8) % | |||||||||
| EBITDA | 220,6 | 183,3 | (16,9) % | |||||||||
| Taux d'EBITDA | 18,4 % | 19,0 % | 66bp | |||||||||
| Résultat opérationnel courant | 179,4 | 130,0 | (27,5) % | |||||||||
| Taux de marge opérationnelle courante | 14,9 % | 13,5 % | (145)bp |
*retraité des impacts liés à l'application rétrospective de la norme IAS 19 « Avantages du Personnel » amendée au 1er janvier 2013
En ce qui concerne nos actifs, le Deep Energy a été mis en service et a entrepris ses premières opérations. En Corée, dans le cadre d'un affrètement long terme, la construction des deux navires de pose de conduites flexibles d'une tension de pose de 550 tonnes a avancé comme prévu. Au Brésil, la mise en service des équipements a démarré au sein de notre usine de conduites flexibles d'Açu. De même, les quatre autres navires de pose de conduites flexibles pour le développement pré-salifère sont entrés en phase d'ingénierie. En Angleterre, la phase préalable à la mise en route de l'unité de production d'ombilicaux de Newcastle a démarré.
Nous avons continué de vendre de manière sélective des actifs vieillissants, notamment en finalisant la vente des navires Iroquois et Hercules.
2. Onshore/Offshore
Dans le segment Onshore/Offshore, les principales activités pour le trimestre ont été les suivantes :
- Au Moyen-Orient, le lot 5A de Jubail a été réceptionné par notre client, alors que la mise en service s'est poursuivie sur le lot 2A. Toujours en Arabie Saoudite, parallèlement aux activités de fourniture des équipements et de génie civil, les travaux de génie mécanique pour le projet d'unité d'Halobutyl ont démarré. Au Qatar, le projet PMP a progressé. A Bahreïn, les travaux d'ingénierie et de fourniture des équipements se sont poursuivis pour le projet de modification de l'unité de récupération du soufre. Les travaux de génie civil ont été menés sur la première des quatre îles artificielles qui recevront les installations d'Upper Zakum 750 à Abu Dhabi. La mobilisation des équipes monte en puissance sur le projet de traitement du gaz Umm Lulu à Abu Dhabi ainsi que sur les plateformes FMB au Qatar.
- En Asie Pacifique, en Australie, les activités d'ingénierie et de fourniture des équipements pour la plateforme de traitement du gaz Wheatstone sont presque finalisées. Celles pour le FPSO (unité flottante de production, stockage et déchargement) d'Ichthys ont avancé. L'assemblage du module de topsides du Prelude FLNG a progressé. En Nouvelle Calédonie, la deuxième ligne de l'unité de traitement du nickel a démarré. En Malaisie, la construction de la coque et des topsides, pour la plateforme à ligne tendue (TLP) du projet Malikai et l'unité FLNG 1 de Petronas, s'est poursuivi, alors que la mobilisation des équipes a démarré pour les phases d'ingénierie et de fourniture des équipements des plateformes du bloc SK316.
- Aux Amériques, au Canada, le FEED de Pacific NorthWest LNG a avancé. Aux Etats-Unis, les activités de conception ont démarré sur les unités de polyéthylène de CP Chem. Plusieurs études conceptuelles et d'ingénierie en phase amont pour des projets de LNG ou d'éthylène ont progressé. Au Mexique, les principaux équipements ont été livrés et les travaux de construction ont commencé sur l'unité Ethylene XXI. Au Brésil, l'ingénierie du topside du FPSO P-76 a avancé.
- Ailleurs, les activités d'ingénierie et de fourniture des équipements se sont poursuivies pour la plateforme Aasta Hansteen Spar et la plateforme Martin Linge, toutes deux situées en Norvège. En Bulgarie, les travaux de construction ont été réalisés à la raffinerie de Burgas. En Finlande, sur notre chantier naval de Pori, la construction de la Spar Heidelberg a progressé. En Inde, la phase de fourniture des équipements a continué pour l'unité d'acide téréphtalique purifié (PTA) et les activités d'ingénierie et de fourniture des équipements pour le projet de plateforme Heera Redevelopment (HRD) ont avancé.
La performance financière en Onshore/Offshore est indiquée dans le tableau suivant :
| En millions d'euros | 4T 2012* | 4T 2013 | Variation | |||||||||
| Onshore/Offshore | ||||||||||||
| Chiffre d'affaires | 1 100,1 | 1 521,7 | 38,3 % | |||||||||
| Résultat opérationnel courant | 80,3 | 101,9 | 26,9 % | |||||||||
| Taux de marge opérationnelle courante | 7,3 % | 6,7 % | (60)bp |
*retraité des impacts liés à l'application rétrospective de la norme IAS 19 « Avantages du Personnel » amendée au 1er janvier 2013
3. Groupe
Le résultat opérationnel courant du Groupe incluant les charges Corporate comme détaillé en annexe I (c) est indiqué dans le tableau suivant :
| € million | 4T 2012* | 4T 2013 | Variation | |||||||||
| Groupe | ||||||||||||
| Chiffre d'affaires | 2 300,5 | 2 484,8 | 8,0 % | |||||||||
| Résultat opérationnel courant | 239,2 | 207,2 | (13,4) % | |||||||||
| Taux de marge opérationnelle courante | 10,4 % | 8,3 % | (206)bp |
*retraité des impacts liés à l'application rétrospective de la norme IAS 19 « Avantages du Personnel » amendée au 1er janvier 2013
Au quatrième trimestre 2013, les variations de change ont eu un impact négatif de 131_millions d'euros sur le chiffre d'affaires et un impact négatif de 9 millions d'euros sur le résultat opérationnel courant, comparé à la même période un an plus tôt. L'euro s'est fortement apprécié par rapport aux devises de tenue de compte de certaines de nos entités contractantes et dans lesquelles sont libellées nos principales opérations par rapport à l'an dernier, notamment dans des zones comme la mer du Nord et le Brésil où nous avons connu une activité significative dans le Subsea.
4. Résultat net du Groupe
Le résultat opérationnel ressort à 207 millions d'euros au quatrième trimestre 2013, contre 237 millions d'euros l'an passé.
Le résultat financier sur le quatrième trimestre 2013 comprend un impact négatif de 25,8 millions d'euros lié aux variations de change et de juste valeur des instruments de couverture, contre un impact négatif de 8,7 millions d'euros l'an dernier.
L'écart enregistré au niveau du nombre dilué d'actions est essentiellement lié aux stock- options accordées aux collaborateurs de Technip, en partie compensé par des programmes de rachat d'actions.
| En millions d'euros, sauf résultat dilué par action, et nombre moyen d'actions sur une base diluée | 4T 2012* | 4T 2013 | Variation | |||||||||
| Résultat opérationnel | 236,7 | 207,2 | (12,5) % | |||||||||
| Résultat financier | (36,2) | (35,9) | (0,8) % | |||||||||
| Quote-part dans le résultat des sociétés mises en équivalence | 1,0 | 0,3 | nm | |||||||||
| Charge d'impôt sur le résultat | (53,2) | (33,4) | (37,2) % | |||||||||
| Taux effectif d'imposition | 26,4 % | 19,5 % | (690)bp | |||||||||
| Intérêts minoritaires | (0,4) | (3,7) | 9.3x | |||||||||
| Résultat net | 147,9 | 134,5 | (9,1) % | |||||||||
| Nombre moyen d'actions sur une base diluée | 125 455 066 | 125 993 971 | 0,4 % | |||||||||
| Résultat dilué par action (€) | 1,22 | 1,11 | (9,0) % |
*retraité des impacts liés à l'application rétrospective de la norme IAS 19 « Avantages du Personnel » amendée au 1er janvier 2013
5. Cash-Flow et bilan
Au 31 décembre 2013, la situation de trésorerie nette du Groupe s'établissait à 663 millions d'euros contre une situation de trésorerie nette négative de 55 millions d'euros à fin septembre 2013, et positive de 183 millions d'euros à la fin de décembre 2012.
| Trésorerie* au 30 septembre 2013 | 2 174,2 | |||
| Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation | 871,8 | |||
| Flux de trésorerie provenant des activités d'investissement | (99,9) | |||
| Flux de trésorerie provenant des activités de financement | 352,8 | |||
| Différences de change nettes | (60,3) | |||
| Trésorerie* au 31 décembre 2013 | 3 238,6 |
*Trésorerie et équivalents de trésorerie nets des découverts bancaires
Les investissements industriels nets des cessions pour le quatrième trimestre 2013 s'élèvent à 100 millions d'euros contre 159 millions d'euros l'an dernier. Cela reflète nos investissements continus comme pour notre usine d'Açu au Brésil, et l'impact de vente d'actifs tels que des navires anciens.
Au 31 décembre 2013, les fonds propres s'élèvent à 4 174 millions d'euros contre 3 962 millions d'euros au 31 décembre 2012, retraités.
En octobre 2013, Technip a émis trois placements d'emprunts privés à maturités longues pour la couverture des besoins généraux du Groupe (125 millions d'euros et 130 millions d'euros à 10 ans, 100 millions d'euros à 20 ans) pour un montant total de 355 millions d'euros.
III. RESULTATS FINANCIERS POUR L'EXERCICE 2013
1. Subsea
Le chiffre d'affaires Subsea en 2013 a reflété à la fois les projets en eaux profondes et peu profondes ainsi que des contrats de petite et grande envergure au cours de l'année. La plupart des régions où Technip est présent ont montré des signes de dynamisme en termes d'activité, notamment en Afrique de l'Ouest et au Brésil. La performance opérationnelle a été satisfaisante dans l'ensemble de nos régions, à l'exception du golfe du Mexique qui a impacté les résultats financiers du quatrième trimestre.
Le taux de marge d'EBITDA dans le Subsea ressort à 19,1 % pour l'exercice 2013 contre 19,0_% en 2012 et le taux de marge opérationnelle courante à 14,3 % pour l'exercice 2013 contre 15,0 % en 2012, ceci traduisant les avancées des grands projets dans leurs phases initiales, les coûts de démarrage de divers actifs comme le Deep Energy et l'unité de fabrication d'Açu, ainsi que la performance opérationnelle des projets du golfe de Mexique lors du dernier trimestre de l'année.
La performance financière en Subsea est indiquée dans le tableau ci-dessous :
| En millions d'euros | 2012* | 2013 | Variation | |||||||||
| Subsea | ||||||||||||
| Chiffre d'affaires | 4 047,6 | 4 083,0 | 0,9 % | |||||||||
| EBITDA | 770,4 | 779,6 | 1,2 % | |||||||||
| Taux d'EBITDA | 19,0 % | 19,1 % | 6bp | |||||||||
| Résultat opérationnel courant | 606,2 | 584,6 | (3,6) % | |||||||||
| Taux de marge opérationnelle courante | 15,0 % | 14,3 % | (66)bp |
*retraité des impacts liés à l'application rétrospective de la norme IAS 19 « Avantages du Personnel » amendée au 1er janvier 2013
2. Onshore/Offshore
Le chiffre d'affaires Onshore/Offshore témoigne de la croissance de notre carnet de commandes et l'avancement de projets diversifiés à travers le monde, y compris les projets dans le marché aval aux Etats-Unis, ainsi que les projets d'unités de production en mer dans le golfe du Mexique, en Asie Pacifique et au Moyen-Orient.
Le taux de marge opérationnelle courante dans l'Onshore/Offshore ressort à 6,7 % pour l'exercice 2013 contre 7,1 % en 2012.
La performance financière Onshore/Offshore est indiquée dans le tableau ci-dessous :
| En millions d'euros | 2012* | 2013 | Variation | |||||||||
| Onshore/Offshore | ||||||||||||
| Chiffre d'affaires | 4 156,3 | 5 253,1 | 26,4 % | |||||||||
| Résultat opérationnel courant | 294,3 | 351,8 | 19,5 % | |||||||||
| Taux de marge opérationnelle courante | 7,1 % | 6,7 % | (38)bp |
*retraité des impacts liés à l'application rétrospective de la norme IAS 19 « Avantages du Personnel » amendée au 1er janvier 2013
3. Groupe
Le résultat opérationnel courant du Groupe incluant les charges Corporate comme détaillé dans les annexes I (c) est indiqué dans le tableau suivant :
| En millions d'euros | 2012* | 2013 | Variation | |||||||||
| Groupe | ||||||||||||
| Chiffre d'affaires | 8 203,9 | 9 336,1 | 13,8 % | |||||||||
| Résultat opérationnel courant | 828,7 | 844,5 | 1,9% | |||||||||
| Taux de marge opérationnelle courante | 10,1 % | 9,0 % | (106)bp |
*retraité des impacts liés à l'application rétrospective de la norme IAS 19 « Avantages du Personnel » amendée au 1er janvier 2013
En 2013, les variations de change ont eu un impact de translation négatif de 355 millions d'euros sur le chiffre d'affaires et un impact de translation négatif de 46 millions d'euros sur le résultat opérationnel courant.
4. Résultat net du Groupe
Le résultat opérationnel ressort à 845 millions d'euros en 2013 contre 819 millions d'euros il y a un an.
Le résultat financier en 2013 comprend un impact négatif de 84,3 millions d'euros lié aux intérêts ainsi qu'aux variations de change et de juste valeur des instruments de couverture, contre un impact négatif de 67,3 millions d'euros l'an dernier.
L'écart enregistré au niveau du nombre dilué d'actions est essentiellement dû à la dilution potentielle des obligations convertibles (OCEANE), à l'augmentation de capital réservée aux salariés de Technip, ainsi qu'aux options de souscription d'actions et aux actions de performance attribuées aux collaborateurs du Groupe Technip, compensé par des programmes de rachat d'actions.
| En millions d'euros, sauf résultat dilué par action, et nombre moyen d'actions sur une base diluée | 2012* | 2013 | Variation | |||||||||
| Résultat opérationnel | 819,2 | 844,5 | 3,1 % | |||||||||
| Résultat financier | (67,3) | (84,3) | 25,3 % | |||||||||
| Quote-part dans le résultat des sociétés mises en équivalence | 1,0 | 1,1 | nm | |||||||||
| Charge d'impôt sur le résultat | (206,2) | (191,3) | (7,2) % | |||||||||
| Taux effectif d'imposition | 27,4 % | 25,1 % | (230)bp | |||||||||
| Intérêts minoritaires | (3,4) | (6,9) | 102,9 % | |||||||||
| Résultat net | 543,3 | 563,1 | 3,6 % | |||||||||
| Nombre moyen d'actions sur une base diluée | 124 419 663 | 124 777 476 | 0,3 % | |||||||||
| Résultat dilué par action (€) | 4,53 | 4,68 | 3,3 % |
*retraité des impacts liés à l'application rétrospective de la norme IAS 19 « Avantages du Personnel » amendée au 1er janvier 2013
5. Cash-Flow et bilan
Au 31 décembre 2013, la situation nette de trésorerie du Groupe ressort à 663 millions d'euros, comparés à 183 millions d'euros à la fin de l'exercice 2012. Ce niveau élevé de trésorerie est le reflet de la rentabilité du Groupe, de l'amélioration du besoin en fonds de roulement durant le deuxième semestre de l'année et de l'augmentation de nos investissements.
| Trésorerie* au 31 décembre 2012** | 2 289,0 | |||
| Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation | 1 318,6 | |||
| Flux de trésorerie provenant des activités d'investissement | (551,9) | |||
| Flux de trésorerie provenant des activités de financement | 324,6 | |||
| Différences de change nettes | (141,7) | |||
| Trésorerie* au 31 décembre 2013 | 3 238,6 |
*Trésorerie et équivalents de trésorerie nets des découverts bancaires
**retraité
des impacts liés à l'application rétrospective de la norme IAS 19
« Avantages du Personnel » amendée au 1er janvier
2013 et retraité de l'évaluation de l'allocation du prix d'acquisition
de Stone and Webster Process Technologies
Les investissements industriels nets des cessions en 2013 s'élèvent à 556 millions d'euros contre 492 millions d'euros il y a un an, soulignant nos efforts visant à déployer des actifs différentiants le plus rapidement possible. Nous avons procédé à la cession de navires vieillissants durant le dernier semestre.
Le total des investissements industriels pour 2014 devrait être légèrement inférieur par rapport à celui de 2013, en particulier en raison du calendrier des règlements selon la construction et la livraison de navires de pose de conduites. De nouveaux investissements porteront sur le remplacement de navires plus anciens.
IV. PERSPECTIVES POUR L'EXERCICE 2014
- Chiffre d'affaires Subsea en augmentation, compris entre 4,35 et 4,75 milliards d'euros, avec un taux de marge opérationnelle courante d'au moins 12 %
- Chiffre d'affaires Onshore/Offshore en hausse, compris entre 5,4 et 5,7 milliards d'euros, avec un taux de marge opérationnelle courante entre 6 % et 7 %
V. PERSPECTIVES POUR L'EXERCICE 2015
- Chiffre d'affaires Subsea attendu bien supérieur à 5 milliards d'euros, avec un taux de marge opérationnelle courante compris entre 15 % et 17 %
- Chiffre d'affaires Onshore/Offshore en légère croissance avec un taux de marge opérationnelle courante stable
°
° °
L'information sur les résultats du quatrième trimestre et de l'exercice de 2013 comprend ce communiqué de presse, ses annexes ainsi que la présentation disponible sur le site Web de Technip : www.technip.com
Les procédures d'audit sur les comptes consolidés ont été effectuées. Le rapport d'audit relatif à la certification sera émis après finalisation des procédures requises pour les besoins de dépôt du document de référence.
NOTICE
Aujourd'hui, jeudi 20 février 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 9h30, heure de Paris.
Pour participer à la conférence téléphonique, vous devrez composer l'un des numéros suivants environ cinq à dix minutes avant le début de la conférence :
| France / Europe continentale : | +33 (0)1 70 77 09 35 | |||
| Royaume-Uni : | +44 (0)203 367 9462 | |||
| Etats-Unis: | +1 866 907 5923 | |||
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 :
|
Numéros de téléphone |
Code de confirmation |
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| France / Europe continentale : | +33 (0)1 71 00 15 00 | 285363# | ||||||
| Royaume-Uni : | +44 (0)203 367 9460 | 285363# | ||||||
| Etats-Unis: | +1 877 642 3018 | 285363# |
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 1er janvier 2005 ; la stabilité politique et sociale dans les pays en voie de développement ; la concurrence ; les goulets d'étranglement dans la chaîne d'approvisionnement ; la capacité de nos sous-traitants à attirer une main-d'œuvre qualifiée ; le fait que nos activités pourraient provoquer le rejet de substances dangereuses, impliquant des coûts significatifs en matière de dépollution de l'environnement ; notre capacité à gérer ou atténuer les enjeux logistiques en raison d'infrastructures sous-développées dans certains pays où nous réalisons des projets.
Certains de ces risques sont repris et présentés de façon détaillée dans notre Rapport Annuel. Si l'un de ces risques connus ou inconnus devait se concrétiser, ou si nos hypothèses sous-jacentes se révélaient incorrectes, nos résultats futurs pourraient s'en trouver significativement impactés, avec pour conséquence que ces résultats pourraient différer de façon concrète de ceux exprimés dans nos déclarations prévisionnelles. Ces facteurs ne sont pas forcément exhaustifs, d'autres facteurs importants pourraient faire que nos résultats réels diffèrent concrètement de ceux exprimés dans n'importe laquelle de nos déclarations prévisionnelles. D'autres facteurs inconnus ou imprévisibles pourraient également avoir des effets négatifs significatifs sur nos résultats futurs. Les déclarations prévisionnelles comprises dans cette publication ne sont établies qu'à la date de cette publication. Nous ne pouvons vous garantir que les résultats ou événements anticipés se réaliseront. Nous n'avons pas l'intention et n'assumons aucune obligation d'actualiser les informations sur le secteur ou les informations futures présentées dans cette publication afin de refléter des événements ou circonstances futurs.
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Cette présentation ne constitue en aucun cas une offre ou une incitation à acheter des actions Technip aux Etats-Unis ou dans n'importe quelle autre juridiction. Les actions ne peuvent être offertes ou vendues aux Etats-Unis en l'absence d'une inscription ou d'une exemption d'enregistrement. Nul ne peut se fier aux informations contenues dans cette présentation pour décider d'acheter ou non des actions Technip.
Cette présentation vous est donnée uniquement pour votre information. Toute reproduction, redistribution ou publication, directe ou indirecte, de tout ou partie, est interdite pour le compte d'autrui. Le non-respect de ces limitations pourrait conduire à une violation des restrictions juridiques des Etats-Unis ou d'autres juridictions.
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Technip est un leader mondial du management de projets, de l'ingénierie et de la construction pour l'industrie de l'énergie.
Des développements Subsea les plus profonds aux infrastructures Offshore et Onshore les plus vastes et les plus complexes, 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 (ADR: TKPPY).
| ANNEXE I (a) | ||||||||||||
| COMPTE DE RESULTAT CONSOLIDE | ||||||||||||
| Normes IFRS | ||||||||||||
|
Quatrième trimestre
Non audité |
Exercice
Audité |
|||||||||||
| En millions d'euros | ||||||||||||
| (sauf résultat dilué par action et nombre moyen d'actions) | 2012* | 2013 | Variation | 2012* | 2013 | Variation | ||||||
| Chiffre d'affaires | 2 300,5 | 2 484,8 | 8,0 % | 8 203,9 | 9 336,1 | 13,8 % | ||||||
| Marge brute | 443,2 | 408,9 | (7,7) % | 1 551,6 | 1 617,4 | 4,2 % | ||||||
| Frais de recherche et développement | (18,5) | (24,4) | 31,9 % | (68,7) | (75,5) | 9,9 % | ||||||
| Frais commerciaux, administratifs et autres | (185,5) | (177,3) | (4,4) % | (654,2) | (697,4) | 6,6 % | ||||||
| Résultat opérationnel courant | 239,2 | 207,2 | (13,4) % | 828,7 | 844,5 | 1,9 % | ||||||
| Autres produits et charges non courants | (2,5) | - | nm | (9,5) | - | nm | ||||||
| Résultat opérationnel | 236,7 | 207,2 | (12,5)% | 819,2 | 844,5 | 3,1 % | ||||||
| Résultat financier | (36,2) | (35,9) | (0,8) % | (67,3) | (84,3) | 25,3 % | ||||||
| Quote-part dans le résultat des sociétés mises en équivalence | 1,0 | 0,3 | nm | 1,0 | 1,1 | nm | ||||||
| Résultat avant impôt | 201,5 | 171,6 | (14,8) % | 752,9 | 761,3 | 1,1 % | ||||||
| Charge d'impôt sur le résultat | (53,2) | (33,4) | (37,2) % | (206,2) | (191,3) | (7,2) % | ||||||
| Intérêts minoritaires | (0,4) | (3,7) | 825,0 % | (3,4) | (6,9) | 102,9 % | ||||||
| Résultat net | 147,9 | 134,5 | (9,1) % | 543,3 | 563,1 | 3,6 % | ||||||
|
Nombre moyen d'actions sur une base diluée |
125 455 066 | 125 993 971 | 0,4 % | 124 419 663 | 124 777 476 | 0,3 % | ||||||
| Résultat dilué par action (€) | 1,22 | 1,11 | (9,0) % | 4,53 | 4,68 | 3,3 % | ||||||
* retraité des impacts liés à l'application rétrospective de la norme IAS 19 "Avantages du Personnel" amendée au 1er janvier 2013
| ANNEXE I (b) | ||||||||||||
| COURS DE CHANGE DE L'EURO EN DEVISES | ||||||||||||
| Normes IFRS | ||||||||||||
| Cours de clôture | Cours moyen | |||||||||||
|
31 déc. |
31 déc. |
4T 2012 | 4T 2013 | 2012 | 2013 | |||||||
| USD pour 1 EUR | 1,32 | 1,38 | 1,30 | 1,36 | 1,29 | 1,33 | ||||||
| GBP pour 1 EUR | 0,82 | 0,83 | 0,81 | 0,84 | 0,81 | 0,85 | ||||||
| BRL pour 1 EUR | 2,70 | 3,26 | 2,67 | 3,10 | 2,51 | 2,87 | ||||||
| NOK pour 1 EUR | 7,35 | 8,36 | 7,37 | 8,24 | 7,48 | 7,81 | ||||||
| ANNEXE I (c) | ||||||||||||
| INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES SUR LES SEGMENTS D'ACTIVITE | ||||||||||||
| Normes IFRS | ||||||||||||
|
Quatrième trimestre
Non audité |
Exercice
Audité |
|||||||||||
| En millions d'euros | 2012* | 2013 | Variation | 2012* | 2013 | Variation | ||||||
|
SUBSEA |
||||||||||||
| Chiffre d'affaires | 1 200,4 | 963,1 | (19,8) % | 4 047,6 | 4 083,0 | 0,9 % | ||||||
| Marge brute | 264,5 | 212,6 | (19,6) % | 907,1 | 903,9 | (0,4) % | ||||||
| Résultat opérationnel courant | 179,4 | 130,0 | (27,5) % | 606,2 | 584,6 | (3,6) % | ||||||
| Taux de marge opérationnelle courante | 14,9% | 13,5% | (145)bp | 15,0% | 14,3% | (66)bp | ||||||
| Amortissements et dépréciations | (41,2) | (53,3) | 29,4 % | (164,2) | (195,0) | 18,8 % | ||||||
| EBITDA | 220,6 | 183,3 | (16,9) % | 770,4 | 779,6 | 1,2 % | ||||||
| Taux D'EBITDA | 18,4% | 19,0% | 66bp | 19,0% | 19,1% | 6bp | ||||||
|
ONSHORE/OFFSHORE |
||||||||||||
| Chiffre d'affaires | 1 100,1 | 1 521,7 | 38,3 % | 4 156,3 | 5 253,1 | 26,4 % | ||||||
| Marge brute | 178,7 | 196,3 | 9,8 % | 644,5 | 713,5 | 10,7 % | ||||||
| Résultat opérationnel courant | 80,3 | 101,9 | 26,9 % | 294,3 | 351,8 | 19,5 % | ||||||
| Taux de marge opérationnelle courante | 7,3% | 6,7% | (60)bp | 7,1% | 6,7% | (38)bp | ||||||
| Amortissements et dépréciations | (10,3) | (11,4) | 10,7 % | (30,7) | (38,5) | 25,4 % | ||||||
|
CORPORATE |
||||||||||||
| Résultat opérationnel courant | (20,5) | (24,7) | 20,5 % | (71,8) | (91,9) | 28,0 % | ||||||
| Amortissements et dépréciations | - | - | nm | - | - | nm | ||||||
| ANNEXE I (d) | ||||||||||||
| CHIFFRE D'AFFAIRES PAR ZONE GEOGRAPHIQUE | ||||||||||||
| Normes IFRS, non audité | ||||||||||||
|
Quatrième trimestre
Non audité |
Annuel
audité |
|||||||||||
| en millions d'euros | 2012 | 2013 | Variation | 2012 | 2013 | Variation | ||||||
| Europe, Russie, Asie Centrale | 629,7 | 680,0 | 8,0 % | 2 414,1 | 2 711,1 | 12,3 % | ||||||
| Afrique | 222,3 | 285,0 | 28,2 % | 729,0 | 802,8 | 10,1 % | ||||||
| Moyen-Orient | 352,8 | 244,1 | (30,8) % | 1 147,6 | 959,9 | (16,4) % | ||||||
| Asie-Pacifique | 393,7 | 569,8 | 44,7 % | 1 331,0 | 1 944,4 | 46,1 % | ||||||
| Amériques | 702,0 | 705,9 | 0,6 % | 2 582,2 | 2 917,9 | 13,0 % | ||||||
| TOTAL | 2 300,5 | 2 484,8 | 8,0 % | 8 203,9 | 9 336,1 | 13,8 % | ||||||
* retraité des impacts liés à l'application rétrospective de la norme IAS 19 "Avantages du Personnel" amendée au 1er janvier 2013
| ANNEXE II | ||||
| ETAT DE SITUATION FINANCIERE CONSOLIDEE | ||||
| Normes IFRS | ||||
| 31 déc. 2012* | 31 déc. 2013 | |||
| En millions d'euros | (non audité) | (audité) | ||
| Actifs immobilisés | 6 033,8 | 6 136,5 | ||
| Impôts différés actifs | 333,0 | 274,8 | ||
| Actif non courant | 6 366,8 | 6 411,3 | ||
| Contrats de construction – montants à l'actif | 454,3 | 405,0 | ||
| Stocks, créances clients et autres | 2 504,1 | 3 189,7 | ||
| Trésorerie et équivalents de trésorerie | 2 289,3 | 3 241,0 | ||
| Actif courant | 5 247,7 | 6 835,7 | ||
| Actifs détenus en vue de la vente | 9,9 | 4,0 | ||
| Total actif | 11 624,4 | 13 251,0 | ||
| Capitaux propres (part du Groupe) | 3 948,9 | 4 156,8 | ||
| Intérêts minoritaires | 13,2 | 17,3 | ||
| Capitaux propres | 3 962,1 | 4 174,1 | ||
| Dettes financières non courantes | 1 705,7 | 2 403,4 | ||
| Provisions non courantes | 229,0 | 261,8 | ||
| Impôts différés passifs et autres dettes non courantes | 285,8 | 254,1 | ||
| Passif non courant | 2 220,5 | 2 919,3 | ||
| Dettes financières courantes | 400,4 | 174,5 | ||
| Provisions courantes | 361,0 | 220,9 | ||
| Contrats de construction – montants au passif | 873,0 | 1 721,4 | ||
| Dettes fournisseurs et autres | 3 807,4 | 4 040,8 | ||
| Passif courant | 5 441,8 | 6 157,6 | ||
| Total capitaux propres et passif | 11 624,4 | 13 251,0 | ||
| Trésorerie nette | 183,2 | 663,1 | ||
| Etat des variations de capitaux propres consolidés (part du Groupe), | ||||
| non audité (en millions d'euros) : | ||||
| Capitaux propres au 31 décembre 2012* | 3 948,9 | |||
| Résultat net sur 12 mois | 563,1 | |||
| Autres éléments du résultat global sur 12 mois | (206,4) | |||
| Augmentation de capital | 25,6 | |||
| Opérations sur titres auto-détenus | (38,6) | |||
| Dividendes versés | (186,0) | |||
| Autres | 50,2 | |||
| Capitaux propres au 31 décembre 2013 | 4 156,8 | |||
* retraité des impacts liés à l'application rétrospective de la norme IAS 19 "Avantages du Personnel" amendée au 1er janvier 2013 et des impacts de l'évaluation de l'allocation du prix d'acquisition de Stone & Webster Process Technology
| ANNEXE III (a) | ||||||||
| TABLEAU DES FLUX DE TRESORERIE CONSOLIDES | ||||||||
| Normes IFRS, audité | ||||||||
| Exercice | ||||||||
| En millions d'euros | 2012* | 2013 | ||||||
| Résultat net | 543,3 | 563,1 | ||||||
| Amortissements et dépréciations des immobilisations | 194,9 | 233,5 | ||||||
| Charges liées aux plans d'options de souscription et d'attribution d'actions de performance | 48,6 | 46,0 | ||||||
| Provisions non courantes (dont les engagements sociaux) | 17,2 | 22,9 | ||||||
| Impôts différés | 54,3 | 13,8 | ||||||
| (Produits) / pertes nets de cession d'immobilisations et de titres de participation | (5,6) | (18,7) | ||||||
| Intérêts minoritaires et autres | 30,9 | 36,7 | ||||||
| Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation | 883,6 | 897,3 | ||||||
| Variation du besoin en fonds de roulement lié à l'exploitation | (438,9) | 421,3 | ||||||
| Flux de trésorerie nets provenant des activités d'exploitation | 444,7 | 1318,6 | ||||||
| Investissements industriels | (518,9) | (623,0) | ||||||
| Produits de cessions d'actifs non courants | 43,8 | 79,3 | ||||||
| Acquisitions d'actifs financiers | (3,3) | - | ||||||
| Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise | (245,0) | (8,2) | ||||||
| Flux de trésorerie nets provenant des activités d'investissement | (723,4) | (551,9) | ||||||
| Augmentation / (Diminution) nette de l'endettement | (39,8) | 525,0 | ||||||
| Augmentation de capital | 115,8 | 25,6 | ||||||
| Dividendes versés | (172,6) | (186,0) | ||||||
| Rachat d'actions d'auto-détention | (107,9) | (40,0) | ||||||
| Flux de trésorerie nets provenant des activités de financement | (204,5) | 324,6 | ||||||
| Différences de changes nettes | (36,4) | (141,7) | ||||||
| Augmentation / (diminution) nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie | (519,6) | 949,6 | ||||||
| Découverts bancaires en début de période | (0,1) | (0,3) | ||||||
| Trésorerie et équivalents de trésorerie en début de période | 2 808,7 | 2 289,3 | ||||||
| Découverts bancaires en fin de période | (0,3) | (2,4) | ||||||
| Trésorerie et équivalents de trésorerie en fin de période | 2 289,3 | 3 241,0 | ||||||
| (519,6) | 949,6 | |||||||
* retraité des impacts liés à l'application rétrospective de la norme IAS 19 "Avantages du Personnel" amendée au 1er janvier 2013
| ANNEXE III (b) | ||||
| TRESORERIE ET ENDETTEMENT FINANCIER | ||||
| Normes IFRS audité | ||||
| Trésorerie & endettement | ||||
| 31 déc. 2012* | 31 déc. 2013 | |||
| En millions d'euros | ||||
| Equivalents de trésorerie | 965,7 | 1580,4 | ||
| Trésorerie | 1 323,6 | 1 660,6 | ||
| Trésorerie totale (A) | 2 289,3 | 3 241,0 | ||
| Dettes financières courantes | 400,4 | 174,5 | ||
| Dettes financières non courantes | 1 705,7 | 2 403,4 | ||
| Dette totale (B) | 2 106,1 | 2 577,9 | ||
| Trésorerie nette (A - B) | 183,2 | 663,1 | ||
* retraité des impacts liés à l'application rétrospective de la norme IAS 19 "Avantages du Personnel" amendée au 1er janvier 2013
| ANNEXE IV (a) | ||||||
| CARNET DE COMMANDES | ||||||
| Non audité | ||||||
|
Carnet de commandes par segment d'activité |
||||||
| 31 déc. 2012 | 31 déc. 2013 | Variation | ||||
| En millions d'euros | ||||||
| Subsea | 6 049,8 | 8 642,1 | 42,8 % | |||
| Onshore / Offshore | 8 200,8 | 7 938,9 | (3,2) % | |||
| Total | 14 250,6 | 16 581,0 | 16,4 % | |||
ANNEXE IV (b)
PRISES DE COMMANDES
Non audité
Les principaux contrats que nous avons annoncés au cours du quatrième trimestre 2013 ont été les suivants :
Dans le segment Subsea :
- Un contrat conséquent pour la gestion de projets, l'ingénierie, la fabrication, l'installation et la pré-mise en service pour le développement du champ Delta House couvrant plus de 200 kilomètres de conduites d'exportation et de risers à une profondeur d'eau d'environ 100 à 2 000 mètres : LLOG Exploration Offshore L.L.C, dans la zone du Mississippi Canyon, dans le golfe du Mexique, aux Etats-Unis,
- Deux contrats pour l'ingénierie, la fabrication et l'installation de conduites flexibles et rigides et d'ombilicaux pour le champ T.E.N., par une profondeur d'eau d'environ 2 000 mètres, dans un consortium avec Subsea 7 : Tullow Ghana Limited, au large des côtes du Ghana,
- Quatre contrats attribués au Groupe pour des services de maintenance sous-marine visant à prolonger la durée d'exploitation de champs : Shell UK, en mer du Nord,
- Un important contrat visant à la fois à relier la conduite d'export existante Scottish Area Gas Evacuation à la plateforme Edvard Grieg via la conduite de gaz Utsira, et connecter la plateforme au terminal Sture par la conduite existante Grane : Statoil, champ Edvard Grieg, Norvège,
- Accord de joint-venture pour cinq ans visant la fourniture de services dans le cadre de projets d'ingénierie, de fourniture d'équipements, de construction et d'installations (EPCI) à plus de 200 mètres de profondeur : China Offshore Engineering Co Ltd, Chine.
Dans le segment Offshore / Onshore :
- Un contrat conséquent pour la conception, la fourniture des équipements et l'installation de deux unités de polyéthylène d'une capacité de 500 000 tonnes par an, au sein du partenariat Gulf Coast Partners : Chevron Phillips Chemical Company LP à Old Ocean, au Texas, aux Etats-Unis,
- Un contrat pour fournir sa technologie propriétaire éthylène et d'ingénierie d'avant-projet détaillé pour un craqueur d'éthane de grande envergure qui devrait produire 1,5 million de tonnes d'éthylène par an : Sasol, à Lake Charles, en Louisiane, aux Etats-Unis,
- Un contrat pour l'ingénierie, la fourniture des équipements, l'installation et la mise en service pour un important projet offshore FMB comprenant un quartier d'habitation et des utilités reliées par un pont : Qatar Petroleum, au large du Qatar,
- Un contrat conséquent pour l'ingénierie, la fourniture des équipements, la construction, l'installation et la mise en service (EPCIC) pour le développement de deux champs gaziers dans le bloc SK316 à une profondeur d'eau de 100 mètres, dans le cadre d'une joint-venture avec Malaysia Marine and Heavy Engineering Sdn Bhd (MMHE): Petronas Carigali, au nord de Bintulu, Sarawak, Malaisie,
- Un contrat d'ingénierie d'avant-projet détaillé (FEED) pour l'installation d'une unité GTL dédiée à la transformation du gaz naturel en produits pétroliers liquides d'une capacité de 96 000 barils/jour : Sasol, en Louisiane, Etats-Unis,
- Renforcement de l'alliance avec BP dans le domaine de l'acide téréphtalique purifié (PTA). Technip devient le fournisseur exclusif de services FEED pour des unités de procédés lors de la commercialisation de licences par BP auprès de tiers,
- Un contrat de conseil en management de projets et ingénierie pour une durée de cinq ans pour la construction d'infrastructures pétrolières et gazières, ainsi que l'extension d'installations déjà existantes : Kuwait Oil Company (KOC), Koweït,
- Un contrat à destination d'une nouvelle unité éthylène de 1 000 kilotonnes par an comprenant la fourniture de sa technologie propriétaire éthylène, l'ingénierie de procédé et le support technologique lors des phases d'ingénierie détaillée, de pré-mise en service, et de démarrage : CNOOC Oil & Petrochemicals Company Ltd, Huizhou, Chine.
Depuis le 31 décembre 2013, Technip a également annoncé les contrats suivants, qui figuraient au carnet de commandes au 31 décembre 2013 :
Le segment Subsea a remporté les contrats suivants :
- Deux contrats destinés à la fourniture de conduites flexibles pour des champs situés dans la zone pré-salifère de Santos Basin (Brésil) à une profondeur d'eau atteignant jusqu'à 2 500 mètres : Petrobras, Santos Basin, Brésil,
- Un contrat conséquent pour de futurs services d'intervention destinés au projet de stations de compression sous-marines, Asgard Subsea Compression Stations : Statoil, mer de Norvège, Norvège,
- Un contrat EPCI conséquent pour la construction et l'installation de la plateforme Jalilah B ainsi que la pose de 110 kilomètres de conduites à une profondeur d'eau atteignant 60 mètres : Dubai Petroleum Establishment, au large de Dubaï, Emirats arabes unis.
Le segment Onshore / Offshore a remporté les contrats suivants :
- Un contrat de conseil en management de projet concernant l'ingénierie, la fourniture des équipements et la construction de la Phase 1 du projet Zakum Oil Lines Replacement. La première phase comprend le remplacement d'environ 90 kilomètres de conduites ainsi que les travaux de modification des têtes de puits associées : Abu Dhabi Marine Operating Company, au large d'Abu Dhabi, Emirats arabes unis,
Depuis le 31 décembre 2013, Technip a également annoncé la signature des contrats suivants, qui ne figuraient pas dans le carnet de commandes au 31 décembre 2013 :
Le segment Onshore / Offshore a remporté les contrats suivants :
- Un contrat destiné à la fourniture de sa technologie et des services pour un four de craquage situé à Kazan. Le projet porte sur l'ingénierie et la fourniture d'un four à double cellule de craquage doté de notre technologie propriétaire SMKTM : Open Joint Stock Company Kazanorgsintez, République de Tatarstan, Russie.