Technip: Résultats du deuxième trimestre 2008

Regulatory News:

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

En millions d’euros (sau(sauf résultat dilué par action)		2T 07			2T 08			Var.			Hors impact de change			1S 07			1S 08			Var.			Hors impact de change
Chiffre d’affaires		1 844,6			1 823,7			(1,1	) %		6,1	%		3 619,3			3 640,5			0,6	%		7,8	%
EBITDA(1)		163,5			195,3			19,4	%		23,9	%		307,3			366,2			19,2	%		23,2	%
Taux d’EBITDA		8,9	%		10,7	%		184 bp						8,5	%		10,1	%		157 bp
Résultat opérationnel courant		128,1			157,5			23,0	%		26,5	%		236,0			294,4			24,7	%		28,0	%
Taux de marge opérationnelle courante		6,9	%		8,6	%		169 bp						6,5	%		8,1	%		157 bp
Résultat net		79,6			103,0			29,4	%					147,7			192,9			30,6	%
BPA (€)		0,75			0,97			29,2	%					1,41			1,83			29,8	%
(1) Résultat opérationnel courant avant amortissements

Le Conseil d’Administration de Technip, réuni le 30 juillet 2008, a arrêté les comptes consolidés non audités du deuxième trimestre 2008.

Thierry Pilenko, Président-Directeur Général a déclaré : « Au deuxième trimestre 2008, le résultat net du Groupe a augmenté de 29,4 % pour un chiffre d’affaires stable, par rapport à la même période de 2007. Le segment d’activité Subsea continue à réaliser des performances satisfaisantes grâce à la bonne réalisation de ses projets et aux conditions favorables d’achèvement de plusieurs projets ; il dégage un taux d’EBITDA de 24,8 %, soit sa meilleure performance trimestrielle à ce jour, en dépit des retards imputables aux incidents liés à la sécurité survenus au Nigéria. Dans le segment Offshore, certains jalons contractuels importants ont été franchis sur les projets du FPSO d’Akpo et de la Spar Perdido. Les projets du segment Onshore progressent généralement comme prévu. La livraison du premier train de GNL de QatarGas II, le train 4, est prévue pour la fin de l’été. La marge opérationnelle combinée des segments Offshore et Onshore s’élève à 3,7 % en ligne avec l’objectif annuel de 3,8 % pour 2008.

Nous anticipons une activité soutenue au second semestre 2008 pour le segment Subsea où des commandes importantes sont attendues avant la fin de l’année en Afrique de l’Ouest, ce qui permettra d’accroître notre carnet de commandes et d’améliorer notre visibilité dans ce segment. Bien que nous ayons observé des retards dans l’attribution des commandes relevant des segments Offshore et Onshore, la charge de nos centres d’ingénierie se maintient à un très haut niveau grâce aux projets en cours de réalisation ainsi qu’aux nombreuses études conceptuelles ou d’ingénierie de détail qui nous ont été confiées. Nous attendons que plusieurs de ces études débouchent sur des projets qui pourraient être attribués d’ici la fin de l’année 2008 ou dans la première moitié de 2009.

Le marché reste globalement très bien orienté, particulièrement celui du gaz et des projets de pétrole non-conventionnel, bien que le rythme d’attribution des contrats ait été plus lent qu’au cours des années précédentes, du fait de la volatilité des prix et des coûts ainsi que des contraintes en termes de ressources humaines et techniques. Nous prévoyons pour 2008 un chiffre d’affaires consolidé d’environ 7,4 milliards d’euros. Pour le segment Subsea, nous avons revu à la hausse notre prévision de taux de marge opérationnelle qui devrait être supérieur à 18 %, tandis que le taux de marge combiné Onshore/Offshore reste prévu à 3,8 %. Pour le Groupe, le taux de marge opérationnelle serait d’environ 8 %.

Au cours de ce trimestre, nous avons procédé à deux acquisitions : EPG, qui renforce notre présence et notre expertise au Benelux et EURODIM, qui élargit notre portefeuille de brevets, en particulier dans les technologies liées au transfert de GNL en mer. »

I. Deuxième Trimestre 2008

1. Faits marquants

La réalisation des projets du segment d’activité Subsea reste très bonne. Les principaux éléments marquants du trimestre sont les suivants :

• Le fort taux d’utilisation des navires qui s’établit à 82 % sur le trimestre
• Les usines de production de conduites flexibles ont continué à fonctionner à pleine capacité
• L’achèvement en juin de la phase 1 du projet MA-D6 au large de l’Inde
• Au large du Nigéria, la réalisation du projet Agbami a été retardée suite aux incidents de sécurité, survenus au cours du deuxième trimestre
• Les travaux d’ingénierie progressent bien et la phase de fourniture des équipements a commencé sur le projet Pazflor (Angola).

Sur le segment d’activité Offshore, plusieurs projets sont quasiment achevés :

• La coque de la Spar Perdido est actuellement au Texas pour l’achèvement de sa structure anti-vortex et la préparation de son remorquage vers le site en vue de sa réception par Shell dans les prochaines semaines
• Le FPSO d’Akpo a quitté la Corée le 26 juin dernier et est attendu au Nigéria en octobre prochain
• Au Brésil, la plate-forme semi-submersible P-51 est pratiquement achevée et devrait quitter le chantier de construction en octobre. Sur la P-56, les travaux d’ingénierie et les achats progressent conformément aux prévisions.

La diversification du chantier de Pori en Finlande avance rapidement puisque certains travaux, jusqu’alors sous-traités, tels que la fabrication de bobines, de bouées et d’appareils sous pression, sont désormais réalisés sur place.

Technip et Chevron poursuivent leurs discussions afin de résoudre leurs divergences contractuelles liées au remplacement des manilles d’ancrage pour le projet de la Spar Tahiti. Le recours à la procédure d’arbitrage prévue au contrat ne peut être exclu. Le remplacement des manilles défaillantes sur l’autre projet de Spar se poursuit comme prévu.

La réalisation des projets majeurs du segment d’activité Onshore se poursuit :

• Au Qatar, les projets de GNL et de traitement de gaz progressent conformément au planning. Le premier train de QatarGas II, le train 4, doit être livré à la fin de l’été. Les négociations sur le projet QatarGas III & IV entre le client et la joint-venture Chiyoda/Technip progressent
• La réalisation du projet de GNL au Yémen se poursuit en ligne avec le planning
• En Arabie Saoudite, le développement du champ de Khursaniyah connaît des retards, qui ne sont pas imputables à Technip et n’ont pas d’impact financier majeur ; sur le projet Yansab, la plupart des systèmes de production d’éthylène et de propylène seront remis au client au cours du deuxième semestre 2008
• La construction de la raffinerie de Dung Quat au Vietnam progresse conformément au calendrier prévisionnel
• Sur le projet Horizon réalisé pour CNRL au Canada, l’unité d’hydrogène ainsi que les unités de conversion de pétrole lourd sont quasiment achevées
• En Pologne, le projet en cours de réalisation dans la raffinerie de Gdansk pour Grupa Lotos progresse bien
• Sur l’Ile de Das aux Emirats Arabes Unis, les premiers modules du projet OAG ont été livrés et installés dans les temps.

2. Prise de commandes et carnet de commandes

Au cours du deuxième trimestre 2008, la prise de commandes de Technip s’est élevée à 1 407,6 millions d’euros à comparer à 1 684,6 millions d’euros au cours du deuxième trimestre 2007 et 1 592,3 millions d’euros au cours du premier trimestre 2008. Le segment d’activité Subsea a enregistré une forte prise de commandes tandis qu’aucune attribution majeure de contrat clé en main à prix forfaitaire n’est intervenue au cours du trimestre sur les segments d’activité Offshore et Onshore. En annexe II (d) figurent les principaux contrats entrés en vigueur au cours du deuxième trimestre 2008 ainsi que l’indication de leur valeur (en part Technip) lorsque celle-ci a été publiée. La répartition de la prise de commandes par segment d’activité pour le deuxième trimestre 2008 est la suivante :

		2T 2007			2T 2008
Subsea(1)		40,8	%		46,8	%
Offshore		9,8	%		4,7	%
Onshore		49,4	%		48,5	%

A la fin du deuxième trimestre 2008, le carnet de commandes du Groupe est de 8 053,2 millions d’euros à comparer au 9 669,7 millions d’euros à la fin du deuxième trimestre 2007 et à 8 625,3 millions d’euros à la fin du premier trimestre 2008. La répartition du carnet de commandes du Groupe par segment d’activité est la suivante :

		30 juin 2007			30 juin 2008
Subsea(1)		26,1	%		43,4	%
Offshore		6,2	%		6,0	%
Onshore		67,7	%		50,6	%

⁽¹⁾ En ce qui concerne les contrats-cadres pluriannuels portant sur des prestations d’inspection, de réparation et de maintenance, Technip ne comptabilise dans son carnet de commandes que la valeur estimée des prestations qui seront exécutées dans l’année en cours.

3. Investissements

Le montant des investissements de Technip, comptabilisés sur la base des paiements effectués, s’est élevé à 79,7 millions d’euros pour le deuxième trimestre 2008 (à comparer à 30,5 millions d’euros pour le deuxième trimestre 2007), en ligne avec la prévision d’environ 400 millions d’euros pour l’année 2008.

II. Résultats du deuxième trimestre 2008

1. Chiffre d’affaires

Le chiffre d’affaires du deuxième trimestre 2008 s’est élevé à 1 823,7 millions d’euros, stable au regard de celui du deuxième trimestre 2007. A taux de change constants, la croissance du chiffre d’affaires aurait été de 6,1 % par rapport au deuxième trimestre 2007. La dévaluation de 16 % du dollar et des monnaies associées au cours des douze derniers mois a eu un impact négatif de 133,9 millions d’euros sur le chiffre d’affaires.

• Le segment d’activité Subsea a généré un chiffre d’affaires de 603,1 millions d’euros contre 606,0 millions d’euros au cours du deuxième trimestre 2007. Les principaux contributeurs sont les projets MA-D6 en Inde et Agbami au Nigéria, en dépit des retards mentionnés ci-dessus
• Le chiffre d’affaires du segment d’activité Offshore s’établit à 159,2 millions d’euros en baisse de 12,9 % par rapport à celui de la même période en 2007 qui avait bénéficié d’une forte contribution des projets Akpo FPSO et Dalia FPSO
• Le chiffre d’affaires du segment Onshore est quasiment stable à 1 061,5 millions d’euros en hausse de 0,5 % contre 1 055,8 millions d’euros pour le deuxième trimestre 2007. Les principales contributions proviennent des projets Khursaniyah en Arabie Saoudite, des quatre projets de GNL au Qatar et au Yémen, des trois grands projets d’éthylène au Qatar, au Koweït et en Arabie Saoudite, ainsi que des deux projets pour CNRL au Canada et de la raffinerie de Dung Quat au Vietnam.

2. Résultat opérationnel courant

Le résultat opérationnel courant du Groupe pour le deuxième trimestre 2008 s’élève à 157,5 millions d’euros, en hausse de 23,0 %, à comparer à 128,1 millions d’euros pour le deuxième trimestre 2007. A taux de change constants, la croissance du résultat opérationnel courant aurait été de 26,5 %. Le taux de marge opérationnelle courante s’élève à 8,6 % à comparer à 6,9 % pour la même période l’an passé.

• Dans le segment d’activité Subsea, le résultat opérationnel courant se monte à 118,6 millions d’euros, en hausse de 26,3 % par rapport à celui de la même période l’an passé. Le taux de marge opérationnelle courante avant amortissements (taux d’EBITDA) atteint le niveau historique de 24,8 %, à comparer à 20,3 % au deuxième trimestre 2007. Le taux de marge opérationnelle courante s’est élevé à 19,7 % contre 15,5 % au cours du deuxième trimestre 2007. Ces performances financières élevées sont dues à la bonne réalisation des projets en cours ainsi qu’aux conditions favorables d’achèvement de certains contrats.
• Dans le segment d’activité Offshore, le résultat opérationnel courant est stable à 8,9 millions d’euros à comparer à 9,0 millions d’euros pour la même période l’an passé. Grâce à la contribution du projet de Spar Perdido, le taux de marge opérationnelle courante s’est élevé à 5,6 % contre 4,9 % au deuxième trimestre 2007.
• Dans le segment d’activité Onshore, le résultat opérationnel courant est en hausse de 6,8 % à 36,1 millions d’euros contre 33,8 millions d’euros pour la même période l’an passé. Le taux de marge opérationnelle courante progresse à 3,4 % contre 3,2 % l’an dernier.

Le taux de marge opérationnelle courante combiné des segments d’activité Offshore et Onshore s’établit à 3,7 %.

Le résultat financier sur contrat comptabilisé en chiffre d’affaires au deuxième trimestre 2008 est en réduction sensible à 7,7 millions d’euros pour le Groupe dont 3,2 millions d’euros pour le segment Onshore, à comparer à respectivement 23,3 millions d’euros et 18,1 millions d’euros au deuxième trimestre 2007.

3. Résultat des opérations de cession

Il n’y a pas eu de résultat sur opérations de cession au deuxième trimestre 2008. Au cours du deuxième trimestre 2007, le résultat des opérations de cession s’était établi à (0,2) million d’euros.

4. Résultat opérationnel

Le résultat opérationnel du deuxième trimestre 2008 du Groupe est ressorti à 157,5 millions d’euros, en hausse de 23,1 % par rapport à 127,9 millions d’euros comptabilisés un an plus tôt.

5. Résultat

Le résultat financier était une charge de 14,0 millions d’euros comprenant à hauteur de 3,7 millions d’euros les impacts négatifs de change et des normes IAS 32-39 sur la juste valeur des instruments financiers de couverture.

L’impôt sur les bénéfices s’est élevé à 40,2 millions d'euros. Le taux effectif d’impôt est ressorti à 28,0 % contre 28,4 % un an plus tôt.

Après impôt, le résultat net consolidé a progressé de 29,4 % à 103,0 millions d’euros, à comparer à 79,6 millions d’euros pour la même période en 2007.

Le bénéfice net par action de la période calculé sur une base diluée (BPA) s’est établi à 0,97 euro en hausse de 29,2 % par rapport à 0,75 euro enregistré un an plus tôt.

Le nombre moyen d’actions de la période sur une base diluée est calculé en application des normes IFRS : soit 105 645 849 actions pour le deuxième trimestre 2008 et 105 510 784 actions pour le deuxième trimestre 2007.

6. Situation de trésorerie et bilan

Au cours du deuxième trimestre 2008, la situation de trésorerie nette a diminué à 1 465,9 millions d’euros au 30 juin 2008 contre 1 591,0 millions d’euros au 31 mars 2008.

Au cours du premier semestre 2008, la marge brute d’autofinancement s’est élevée à 268,9 millions d’euros en hausse de 31,4 % par rapport à la même période en 2007 alors que le besoin en fonds de roulement a eu une contribution négative de 172,3 millions d’euros en ligne avec l’avancement des grands projets. Le montant des investissements au cours du premier semestre 2008 s’est élevé à 147,8 millions d’euros.

Au 30 juin 2008, les fonds propres consolidés, part du Groupe, se montaient à 2 269,9 millions d’euros, à comparer à 2 178,4 millions d’euros au 31 décembre 2007.

Perspectives pour l’exercice 2008

Chiffre d’affaires

• Subsea : 2,7 milliards d’euros grâce à la forte activité prévue au troisième et au quatrième trimestre en particulier en Mer du Nord et en Amérique du Nord
• Offshore et Onshore : chiffre d’affaires cumulé d’environ 4,7 milliards d’euros en ligne avec l’écoulement estimé du carnet de commandes
• Le chiffre d’affaires du Groupe devrait être d’environ 7,4 milliards d’euros.

Marge opérationnelle

• Subsea : revue à la hausse, elle devrait être supérieure à 18,0 %
• Offshore et Onshore : l’objectif de taux de marge combinée est maintenu à 3,8 %
• En conséquence, le taux de marge opérationnelle du Groupe a été revu en hausse aux environs de 8,0 %.

Situation de trésorerie nette à fin 2008 : elle devrait s’établir entre 1,1 et 1,3 milliards d’euros

Conformément à l'article 222-4 du Règlement Général de l'AMF, le rapport financier du premier semestre sera publié aujourd'hui sur le site web du Groupe (www.technip.com) ainsi que les informations relatives au deuxième trimestre 2008 et premier semestre 2008, comprenant le présent communiqué de presse, ses annexes ainsi que la présentation associée

Avec un effectif de 23 000 personnes, Technip est l’un des leaders mondiaux de l’ingénierie, de la construction et des services dans les domaines du pétrole, du gaz et de la pétrochimie. Le Groupe a son siège social à Paris.

Les principaux centres opérationnels de Technip sont situés en France, en Italie, en Allemagne, au Royaume-Uni, en Norvège, en Finlande, aux Pays-Bas, aux Etats-Unis, au Brésil, à Abu Dhabi, en Chine, en Inde, en Malaisie et en Australie.

A l’appui de ses activités, le Groupe produit des conduites flexibles, des ombilicaux et des plates-formes dans ses usines et ses chantiers de construction en France, au Brésil, au Royaume-Uni, aux Etats-Unis, en Finlande et en Angola, et dispose pour l’installation des pipelines et la construction sous-marine d’une flotte de navires spécialisés.

L’action Technip est cotée sur le marché Euronext Paris.

ANNEXE I (a) COMPTE DE RESULTAT CONSOLIDE Normes IFRS Non Audité
En millions d’euros (sauf bénéfice par action et nombre moyen d’actions sur une base diluée)		Deuxième Trimestre						Premier semestre
		2008			2007			2008			2007
Chiffre d’affaires		1 823,7			1 844,6			3 640,5			3 619,3
Marge brute		253,7			236,2			495,4			436,9
Frais de recherche et développement		(8,6	)		(10,7	)		(19,5	)		(19,2	)
Frais commerciaux, administratifs et autres		(87,6	)		(97,4	)		(181,5	)		(181,7	)
Résultat opérationnel courant		157,5			128,1			294,4			236,0
Résultat des opérations de cession		-			(0,2	)		-			14,4
Résultat opérationnel		157,5			127,9			294,4			250,4
Résultat financier		(14,0	)		(13,5	)		(22,3	)		(34,1	)
Résultat des sociétés mises en équivalence		0,2			0,3			0,4			1,7
Résultat avant impôts		143,7			114,7			272,5			218,0
Impôts sur les bénéfices		(40,2	)		(32,6	)		(79,0	)		(59,4	)
Impôts sur les plus-values de cession		-			-			-			(7,2	)
Intérêts minoritaires		(0,5	)		(2,5	)		(0,6	)		(3,7	)
Résultat net		103,0			79,6			192,9			147,7
Nombre moyen d’actions sur une base diluée		105 645 849			105 510 784			105 459 931			104 971 742
Bénéfice par action sur une base dilué(1) (€)		0,97			0,75			1,83			1,41
(1) En conformité avec les 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 sont examinées plan par plan ; 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.

ANNEXE I (b) BILAN CONSOLIDE Normes IFRS
En millions d’euros		30 juin 2008 (non audité)		31 déc. 2007 (audité)
Actifs immobilisés		3 319,5		3 279,1
Impôts différés actif et autre actif non-courant		194,9		184,7
ACTIF NON-COURANT		3 514,4		3 463,8
Contrats de construction		384,4		280,6
Stocks, créances clients et autres créances		1 872,9		1 953,4
Trésorerie et équivalents		2 155,8		2 401,5
ACTIF COURANT		4 413,1		4 635,5
TOTAL ACTIF		7 927,5		8 099,3
Capitaux propres (part du Groupe)		2 269,9		2 178,4
Intérêts minoritaires		17,3		18,4
CAPITAUX PROPRES		2 287,2		2 196,8
Dettes financières non-courantes		652,8		653,3
Provisions non-courantes		113,5		109,7
Impôts différés passif et autres passif non-courant		183,9		174,2
PASSIF NON-COURANT		950,2		937,2
Dettes financières courantes		37,1		43,9
Provisions courantes		154,7		123,0
Contrats de construction		1 575,1		1 860,1
Dettes fournisseurs et autres dettes		2 923,2		2 938,3
PASSIF COURANT		4 690,1		4 965,3
TOTAL PASSIF		7 927,5		8 099,3

Variation des capitaux propres (part du Groupe) (non audité)
Capitaux propres au 31 décembre 2007	2 178,4
Résultat net au 30 juin 2008	192,9
Augmentations de capital	6,0
Impacts des normes IAS 32 et 39	26,4
Paiement du dividende	(125,1	)
Autocontrôle	-
Ecarts de conversion et divers	(8,7	)
Capitaux propres au 30 juin 2008	2 269,9

ANNEXE I (c) TABLEAU DES FLUX DE TRESORERIE CONSOLIDES Normes IFRS, Non audité
En millions d’euros	Premier semestre
	2008				2007
Résultat net	192,9				147,7
Amortissement des immobilisations	71,8				71,3
Charges liées aux plans d’options de souscription d’actions et aux actions gratuites	6,2				4,0
Provisions long terme (dont engagements sociaux)	1,3				2,3
Réduction du goodwill relative aux déficits fiscaux utilisés non reconnus	-				2,5
Impôts différés	(3,5	)			(10,2	)
Plus-value de cessions	-				(15,0	)
Intérêts minoritaires et autres	0,2				2,0
Marge brute d’autofinancement	268,9				204,6
Variation du besoin en fonds de roulement	(172,3	)			115,4
Flux de trésorerie net généré (consommé) par les activités d'exploitation			96,6				320,0
Investissements	(147,8	)			(65,8	)
Cessions d’immobilisations corporelles et divers	0,9				1,5
Incidence des variations de périmètre	-				66,1
Flux de trésorerie net généré (consommé) par les activités d'investissement			(146,9	)			1,8
Augmentation (diminution) de l’endettement	(6,5	)			(20,7	)
Augmentations de capital	6,0				30,8
Dividendes versés	(125,1	)			(274,7	)
Auto contrôle	-				(86,2	)
Flux de trésorerie net généré (consommé) par les activités de financement			(125,6	)			(350,8	)
Effets de change			(70,2	)			(25,2	)
Augmentation (diminution) nette de la trésorerie			(246,1	)			(54,2	)
Trésorerie et équivalents en début de période	2 401,5				2 402,8
Découverts bancaires en début de période	(1,1	)			(4,3	)
Trésorerie et équivalents en fin de période	2 155,8				2 351,6
Découverts bancaires en fin de période	(1,5	)			(7,3	)
			(246,1	)			(54,2	)

ANNEXE I (d) TRESORERIE ET ENDETTEMENT FINANCIER, TAUX DE CHANGE Normes IFRS
En millions d’euros		Trésorerie & endettement
		30 juin 2008 (non audité)		31 déc. 2007 (audité)		30 juin 2007 (non audité)
Equivalents de trésorerie		1 630,1		1 815,9		1 944,1
Trésorerie		525,7		585,6		407,5
Trésorerie totale (A)		2 155,8		2 401,5		2 351,6
Dettes courantes		37,1		43,9		188,0
Dettes non courantes		652,8		653,3		661,5
Dette totale (B)		689,9		697,2		849,5
Trésorerie nette (A - B)		1 465,9		1 704,3		1 502,1

Taux de change de l’euro en devises
		Compte de résultat								Bilan
		2T 08		2T 07		1S 08		1S 07		30 juin 2008		31 déc. 2007
USD		1,56		1,35		1,53		1,33		1,58		1,47
GBP		0,79		0,67		0,77		0,68		0,79		0,73

ANNEXE II (a) CHIFFRE D'AFFAIRES PAR REGION Normes IFRS, Non audité
En millions d'euros		Deuxième trimestre							Premier semestre
		2008		2007		Var.			2008		2007		Var.
Europe, Russie, Asie C.		401,9		294,0		36,7	%		681,4		547,1		24,6	%
Afrique		163,3		249,4		(34,5	) %		363,5		547,7		(33,6	) %
Moyen Orient		550,3		724,3		(24,0	) %		1 228,3		1 414,6		(13,2	) %
Asie Pacifique		279,9		252,4		10,9	%		542,9		441,8		22,9	%
Amériques		428,3		324,5		32,0	%		824,4		668,1		23,4	%
TOTAL		1 823,7		1 844,6		(1,1	) %		3 640,5		3 619,3		0,6	%

ANNEXE II (b) INFORMATIONS SUPPLEMENTAIRES SUR LES SEGMENTS D'ACTIVITE Normes IFRS, Non audité
		Deuxième trimestre
En millions d'euros		2008			2007			Var.
SUBSEA
Chiffre d’affaires		603,1			606,0			(0,5	) %
Marge brute		156,9			140,0			12,1	%
Résultat opérationnel courant		118,6			93,9			26,3	%
Amortissements		(31,0	)		(29,0	)		6,9	%
EBITDA(1)		149,6			122,9			21,7	%
OFFSHORE
Chiffre d’affaires		159,2			182,7			(12,9	) %
Marge brute		21,7			23,3			(6,9	) %
Résultat opérationnel courant		8,9			9,0			(1,1	) %
Amortissements		(2,2	)		(1,7	)		29,4	%
ONSHORE
Chiffre d’affaires		1 061,5			1 055,8			0,5	%
Marge brute		74,7			72,4			3,2	%
Résultat opérationnel courant		36,1			33,8			6,8	%
Amortissements		(3,9	)		(4,1	)		(4,9	) %
CORPORATE
Résultat opérationnel courant		(6,1	)		(8,6	)		(29,1	) %
Amortissements		(0,7	)		(0,6	)		16,7	%
(1)Résultat opérationnel courant avant amortissements

ANNEXE II (c) PRISES DE COMMANDES & CARNET DE COMMANDES Non audité
En millions d'euros		Prises de commandes par segment d’activité
		Deuxième trimestre
		2008		2007		Var.
SUBSEA		658,1		686,4		(4,1	) %
OFFSHORE		66,5		165,3		(59,8	) %
ONSHORE		683,0		832,9		(18,0	) %
Total		1 407,6		1 684,6		(16,4	) %
		Carnet de commandes par segment d’activité
		30 juin 2008		31 déc. 2007		30 juin 2007
SUBSEA		3 498,6		3 477,1		2 522,8
OFFSHORE		481,5		550,9		601,9
ONSHORE		4 073,1		5 361,5		6 545,0
Total		8 053,2		9 389,5		9 669,7
		Carnet de commandes par région
		30 juin 2008		31 déc. 2007		30 juin 2007
Europe, Russie, Asie C.		1 772,6		1 691,8		1 649,6
Afrique		1 410,9		1 623,3		974,1
Moyen Orient		2 148,1		3 198,0		4 250,0
Asie Pacifique		804,5		944,0		995,0
Amérique		1 917,1		1 932,4		1 801,0
Total		8 053,2		9 389,5		9 669,7

		Ecoulement estimé du carnet de commandes au 30 juin 2008
		SUBSEA		OFFSHORE		ONSHORE		GROUPE
2008 (6 mois)		1 436		265		1 899		3 600
2009		1 243		160		1 939		3 342
2010 et au-delà		820		56		235		1 111
Total		3 499		481		4 073		8 053

ANNEX II (d)

PRISE DE COMMANDES

Non audité

Au premier semestre 2008, les prises de commandes de Technip ont atteint 2 999,9 millions d’euros à comparer à 3 165,9 millions d’euros au premier semestre 2007 soit une diminution de 5,2 % d’une année sur l’autre. Les principaux contrats mis en vigueur au cours du semestre sont rappelés ci dessous, avec l'indication de leur valeur en part du Groupe (quand l'information est publiée) :

• un contrat d’ingénierie, de fourniture d’équipements et de supervision de la construction (EPCM) avec Motor Oil (Hellas) Corinth Refineries S.A. pour la construction d’une unité de distillation de pétrole brut au sein de la raffinerie de Corinthe, en Grèce,
• un contrat d’assistance avec KNM Process Systems Sdn Bhd pour l’ingénierie d’avant-projet détaillé d’une unité de production d’esters méthyliques d’huiles végétales par transestérification pour une usine de production de biodiesel, située sur le port de Kuantan, en Malaisie,
• un contrat Subsea avec Petrofac Energy Developments Ltd (Petrofac) pour le développement des champs pétroliers Don West et Don South West, Mer du Nord britannique (environ 36 millions d’euros),
• un partenariat avec Areva pour le développement de grands projets miniers. Ces projets ont pour objectif de doubler la capacité de production d’uranium d’Areva d’ici cinq ans, par la mise en exploitation de près de 10 nouveaux gisements, dont la plupart sont situés en Afrique,
• un contrat d’avant projet détaillé (FEED) à prix forfaitaire avec Shtokman Development Company pour la partie onshore de la première phase du projet gazier Shtokman, en Russie,
• un contrat Subsea avec Husky Oil Operations Limited, une filiale d’Husky Energy, portant sur l’ingénierie, la fourniture d’équipements, la construction et la préparation de la mise en route pour le développement de North Amethyst, un champ satellite du champ pétrolier White Rose au Canada (environ 190 millions d’euros),
• un accord cadre avec BP pour l’exclusivité durant les deux prochaines années, avec option pour BP de deux périodes supplémentaires d’un an, de la fourniture de tous les services de construction sous-marine avec plongée, dans le cadre de projets d’extension de champs d’hydrocarbures déjà en développement en Mer du Nord,
• deux contrats Subsea, dans le cadre de la joint venture Technip Subsea 7 Asia Pacific Pty Ltd (TS7), avec Shell Todd Oil Services Ltd. (STOS) et MISC Berhad pour la fourniture et l’installation sous-marine de conduites pour des projets en Nouvelle-Zélande et au Viêtnam respectivement,
• un contrat à prix forfaitaire avec Rominserv et Rompetrol Rafinare (groupe Rompetrol) comprenant les licences, la conception de base, l’ingénierie de détail et la fourniture des équipements principaux pour une unité de production d’hydrogène à construire dans la raffinerie de Petromidia à Constan?a, en Roumanie (environ 40 millions d’euros),
• un contrat de service avec Nautilus Minerals Singapore Pte Ltd comprenant les services d’ingénierie, de management de projet pour la livraison et la mise en service de tous les composants, pour le système de liaison fond-surface du projet minier sous-marin du champ de Solwara 1, situé au large de la Papouasie Nouvelle-Guinée,
• un contrat cadre d’une durée de 3 ans avec Oilexco North Sea Ltd pour la fourniture de services en Mer du Nord britannique qui pourra comprendre des études d’ingénierie conceptuelle, du management de projet, de la fourniture d’équipements, de la construction, de l’installation, du support de plongée, de la mise à disposition de navires d’installation d’ombilicaux, ainsi que des opérations d’inspection, de maintenance et de réparation (environ 190 millions d’euros),
• deux contrats de services en joint venture avec Chiyoda et Fluor pour le développement de deux projets potentiels de GNL en Australie pour Woodside,
• un contrat auprès de StatoilHydro pour l’ingénierie, la fourniture d’équipements, la construction et l’installation de la structure sous-marine d’une éolienne flottante en Norvège,
• un contrat clé en main à prix forfaitaire, en tant que leader d’un consortium avec Dodsal, auprès de Transco pour la deuxième phase du système d’adduction d’eau de Fujairah aux Emirats Arabes Unis (environ 610 millions de dollars),
• un contrat de services auprès de Neste Oil Corporation pour l’ingénierie, la fourniture des équipements et la supervision des activités de construction pour une unité de biodiesel de nouvelle génération en Hollande,
• un contrat d’affrètement auprès de Petrobras pour une durée de 4 ans, en joint venture à parts égales avec DOF, du premier navire de pose brésilien (environ 250 millions de dollars) ainsi qu’un contrat séparé entre Technip et Petrobras pour l’ingénierie et les services de support associés aux opérations en mer du navire,
• un contrat à prix forfaitaire auprès de StatoilHydro pour l’ingénierie, la fourniture des équipements, la construction et l’installation pour le développent du champ de Gjoa en Norvège (environ 60 millions d’euros),
• un contrat d’installation à prix forfaitaire auprès de Callon Petroleum Company pour le dévelopement du champ pétrolier Entrada dans le Golfe du Mexique,

Depuis le 1er juillet 2008, Technip a également annoncé les contrats suivants qui sont inclus dans le carnet de commandes au 30 juin 2008 :

• un contrat à prix forfaitaire, en tant que leader d’un consortium avec Pireco, auprès de TIFERT, pour l’ingénierie, la fourniture des équipements et la construction d’une unité d’acide sulfurique en Tunisie,
• un contrat clé en main à prix forfaitaire auprès de Agip pour le développement du champ pétrolier de OYO dans le block OML 120/121 au large du Nigéria (environ 75 millions d’euros),

Depuis le 1er juillet 2008, Technip a également annoncé le contrat suivant qui n’est pas inclus dans le carnet de commandes au 30 juin 2008 :

• un accord cadre, majeur, auprès de BP, pour l’ingénierie, la fourniture des équipements, la construction et l’installation de conduites flexibles pour le développement des champs de Plutao, Saturno, Venus and Marte (PSVM) situés dans le Block 31 au large de l’Angola ; le premier contrat de cet accord s’élève à environ 300 millions d’euros.

Ce contrat cadre avec BP couvre quatre champs du Block 31 au large de l’Angola. Le premier projet concerne le développement des champs de Plutao, Saturno, Venus et Marte (PSVM). Il comprend 45 kilomètres de conduites rigides d’injection d’eau et 20 kilomètres de conduites rigides d’injection de gas ainsi qu’une option pour 70 kilomètres de conduites rigides d’export de gas. Les travaux d’installation seront réalisés par le Deep Blue en 2010.