Résultats Financiers De Technip Energies Des Neuf Premiers Mois 2022

Paris, jeudi, le 20 octobre 2022 – Technip Energies (la « Société »), un leader de l’ingénierie et des technologies au service de la transition énergétique, annonce aujourd’hui ses résultats financiers non audités pour les neuf premiers mois de l’exercice 2022.

Arnaud Pieton, Directeur Général de Technip Energies, a commenté :

« Le monde a besoin d’un système énergétique qui concilie décarbonation, disponibilité et abordabilité. L’actualité récente nous montre le besoin urgent d'accroître les investissements et d’accélérer les développements de projets, en mettant l’accent sur le gaz naturel, le GNL, et les solutions bas-carbone ou décarbonées. »

« Pour Technip Energies, T.EN, cette réalité de marché se traduit d’ores et déjà par la forte prise de commandes du segment Technologie, Produits et Services, TPS, notamment grâce à l’attribution de contrats significatifs sur les marchés des carburants renouvelables et de l’éthylène; ces succès renforcent la trajectoire de croissance de notre segment le plus profitable avec une hausse de 60% de son carnet de commandes. Les opportunités de marché de notre segment Projets sont également en hausse, et déjà reflétées par un nombre élevé d'études préliminaires aussi bien dans les domaines de transition énergétique que traditionnels. Ainsi, nous prévoyons une amélioration significative des prises de commandes pour les 12 à 18 prochains mois pour ce segment. Cela confirme la complémentarité entre le segment Projets à cycle long et le segment TPS aux marges plus élevées, pour soutenir la performance de T.EN à travers les cycles inhérents à cette industrie. »

« Au troisième trimestre, nos équipes ont continué à réaliser de solides performances opérationnelles, et notre chiffre d’affaires hors Arctic LNG 2 a progressé conformément aux projections. La solidité des marges, en ligne avec nos prévisions à moyen terme, reflète la qualité de notre portefeuille, l’évolution de sa composition au profit des activités TPS et le maintien d’une excellence opérationnelle dans l’activité d’exécution de projets. »

« Notre sortie ordonnée du projet Arctic LNG 2 progresse et tout le personnel opérationnel a été démobilisé. Nous avons signé un accord-cadre de sortie avec notre client, que nous mettons actuellement en œuvre, et nous prévoyons d’achever ce processus au cours du premier semestre 2023. La visibilité accrue sur notre retrait du projet Arctic LNG 2 combinée aux résultats des neuf premiers mois nous permet de revenir à des prévisions financières pour l’ensemble de l’entreprise sur l’exercice 2022. »

« Les orientations stratégiques de T.EN sont parfaitement alignées avec les perspectives très favorables qu’offre l’évolution du marché de l’énergie. Avec un bilan solide et un engagement clair à accroître nos investissements dans notre portefeuille de technologies, nous sommes idéalement positionnés pour accélérer la mise en œuvre d’infrastructures énergétiques conciliant les enjeux de décarbonation, disponibilité et abordabilité. Nous restons en outre pleinement concentrés sur la création de valeur pour nos actionnaires grâce à une allocation du capital efficiente et le maintien d’une excellence opérationnelle. »

Chiffres clés – IFRS ajusté

Principales informations financières – IFRS

Prévision pour l’exercice 2022 – IFRS ajusté

Conférence téléphonique

Contacts

Revue opérationnelle et financière

Prises de commandes, carnet de commandes et écoulement du carnet de commandes

Les prises de commandes ajustées des neuf premiers mois de l'exercice 2022 s’élèvent à 2 727 millions d’euros, soit un ratio de renouvellement du carnet de commandes de 0,6. Les commandes du troisième trimestre ont compris un grand contrat d’éthylène pour le craqueur d’éthane du Project One d’INEOS en Belgique, un contrat significatif auprès de Neste pour l'extension de sa raffinerie de produits renouvelables à Rotterdam, un contrat EPCC pour le projet d’hydrogène vert YURI en Australie, un contrat FEED pour Papua LNG pour des infrastructures de production en amont en Papouasie, un contrat FEED pour le projet d’éolien offshore flottant Gray Whale 3 en Corée du Sud, ainsi que d’autres études, contrats de services et projets plus petits.

Le premier semestre a compris notamment un grand contrat EPC auprès de Hafslund Oslo Celsio pour la plus grande unité de capture et de stockage du carbone à échelle industriel, dans une usine de valorisation énergétique des déchets en Norvège, un contrat EPCC significatif attribué par PETRONAS Chemicals Fertilizer Kedah pour une nouvelle usine de mélamine à empreinte CO₂ réduite, un contrat pour l’extension de la capture et du stockage du carbone dans l’usine ExxonMobil de LaBarge, aux États-Unis. Le ratio de renouvellement du carnet de commandes sur la base des 12 derniers mois s’élève à 0,6.

Le carnet de commandes ajusté a diminué de 18 % en glissement annuel pour atteindre 13 501 millions d’euros. La sortie ordonnée du projet Arctic LNG 2 a progressé au troisième trimestre 2022 avec la signature d’un accord-cadre de sortie avec le client. Le carnet de commandes restant lié au projet a donc été réévalué en conséquence au cours de la période. Au 30 septembre 2022, le carnet de commandes ajusté comprend 890 millions d’euros associés au projet Arctic LNG 2.

Performance financière de la Société

Compte de résultat ajusté

Chiffres clés de l’activité commerciale

Livraison de projet – IFRS ajusté

Le chiffre d’affaires ajusté des neuf premiers mois de l'exercice 2022 a diminué de 3 % par rapport à l’année précédente pour atteindre 3,9 milliards d’euros. Ce chiffre d’affaires inclut l’activité significativement réduite du projet Arctic LNG 2, qui a contribué à hauteur de 989,8 millions d’euros par rapport à 1 758,3 millions d’euros lors des neuf premiers mois de l’année précédente. Le chiffre d’affaires excluant le projet Arctic LNG 2 a augmenté de 30 % en raison de la montée en puissance de contrats pour des projets majeur de GNL et dans le secteur aval.

L’EBIT récurrent ajusté des neuf premiers mois de l'exercice 2022 a augmenté de 10 % par rapport à l’année précédente pour atteindre 279,2 millions d’euros. La contribution du projet Arctic LNG 2 est de 68,1 millions d’euros par rapport à 60,7 millions d’euros lors des neuf premiers mois de l’année précédente. En excluant la contribution du projet Arctic LNG 2, l’EBIT récurrent ajusté est de 211,1 millions d’euros représentant une augmentation de 8,8 % en glissement annuel. La marge d’EBIT récurrent ajusté des neuf premiers mois de l'exercice 2022 a augmenté de 80 points de base par rapport à celle de l’année précédente pour atteindre 7,2 %, en grande partie en raison d’une exécution solide, comprenant une forte contribution de projets dans le GNL et le secteur aval en phase de finalisation. Cela a été partiellement compensé par des projets de GNL en phase initiale. La marge d’EBIT récurrent ajusté excluant la contribution du projet Arctic LNG 2 a atteint 7,3 %.

Principaux faits opérationnels du troisième trimestre 2022
(Veuillez consulter le communiqué de presse du T1 2022 et du S1 2022 pour connaître les évènements marquants du premier semestre)

Expansion de Qatar Energy North Field (Qatar)

• Montée en puissance des activités de génie civil sur le site et des livraisons d’équipement et de matériel.

Eni Coral Sul FLNG (Mozambique)

• Activité de démarrage en cours.

Sempra LNG Energía Costa Azul (Mexique)

• Réception de la première structure en acier et expédition de tout l’équipement lourd vers le site.

Développement gazier Energean Karish (Israël)

• Approbation reçue du ministère israélien de l’Énergie pour commencer le flux de gaz.

bp Greater Tortue Ahmeyim FPSO (au large du Sénégal/de la Mauritanie)

• La cérémonie de fin des travaux du FPSO a eu lieu sur le chantier de COSCO à Qidong, en Chine. Aucun dommage significatif identifié à ce jour après le passage du typhon Muifa.

Projet d’expansion de la raffinerie MIDOR (Égypte)

• Finalisation de la construction de la tour de refroidissement, démarrage de la première unité de production d’utilité.

HURL Complexes d'engrais à l'ammoniac et à l'urée de Barauni et Sindri (Inde)

• Certificats de finalisation mécanique reçus pour les usines d’engrais à l’ammoniac et à l’urée des sites de Barauni et de Sindri. Les activités de démarrage/mise en service ont commencé sur les deux sites.

Borouge IV projet Éthylène (EAU)

• Commandes passées pour les équipements à long délai de livraison. Début des travaux de génie civil sur site.

Principaux faits commerciaux du troisième trimestre 2022

(Veuillez consulter le communiqué de presse du T1 2022 et du S1 2022 pour connaître les évènements marquants du premier semestre)

Projet Yuri hydrogène vert (Australie)

• Technip Energies, leader d'un consortium avec Monford Group, a remporté un contrat EPCC auprès de Yuri Operations Pty Ltd, pour développer le projet Yuri Phase 0 d’usine d'hydrogène vert, dans la région de Pilbara en Australie occidentale. Le projet Yuri, développé en partenariat avec Yara Clean Ammonia et ENGIE, comprend une usine d'électrolyse de 10 mégawatts associée à un parc photovoltaïque de 18 mégawatts équipé d’un système d'énergie par batterie (BESS) de 8 mégawatts fournissant l'énergie nécessaire à l'électrolyse. Il produira jusqu'à 640 tonnes d'hydrogène vert par an pour une utilisation dans l'usine d'ammoniac Yara Pilbara existante et ainsi produire de l'ammoniac vert. Technip Energies est responsable de la gestion globale du projet et de l'ingénierie, de la fourniture des équipements, de la mise en service et du démarrage de l'usine d'électrolyse. Monford Group est responsable de la construction globale du projet et de l'ingénierie, de la fourniture des équipements, de la mise en service et du démarrage du parc photovoltaïque.

Projet Papua LNG sur les infrastructures de production en amont (Papouasie-Nouvelle-Guinée)

• Technip Energies, leader d'un consortium avec Clough, a été sélectionné pour réaliser l’étude d’ingénierie d’avant-projet détaillée (FEED) des infrastructures de production en amont du projet Papua LNG de TotalEnergies en Papouasie-Nouvelle-Guinée. Ces infrastructures couvrent le développement des gisements de gaz des champs terrestres Elk et Antelope, y compris les puits et l’usine de traitement de gaz. Le développement intègre également un système de capture et de séquestration du carbone afin d’éliminer le CO₂ issu des champs et de le réinjecter dans les réservoirs.

Technologie, produits et services (TPS) – IFRS ajusté

Le chiffre d’affaires ajusté des neuf premiers mois de l'exercice 2022 a augmenté de 6 % par rapport à l’année précédente pour atteindre 966,6 millions d’euros, grâce à une augmentation de l’activité de services d’ingénierie et de conseil en gestion de projet au Moyen-Orient, et à une amélioration de l’activité de chimie durable, y compris les carburants renouvelables, ainsi que de l’activité Process Technology, dont l’octroi de licences et d’équipements propriétaires, notamment pour le PBAT, un polymère biodégradable et l’éthylène.

L’EBIT récurrent ajusté des neuf premiers mois de l'exercice 2022 a augmenté de 13 % par rapport à l’année précédente pour atteindre 88,9 millions d’euros. La marge d’EBIT récurrent ajusté des neuf premiers mois de l'exercice 2022 a augmenté de 60 points de base par rapport à l’année précédente, pour atteindre 9,2 %, bénéficiant d’une augmentation des volumes de l’activité Process Technology y compris l’octroi de licence et d’équipements propriétaires, notamment pour la chimie durable, et grâce à l’augmentation des activités de services effectuées par Genesis. Cette croissance a été obtenue malgré une augmentation de l’activité de vente et d’appels d’offres sur les marchés en croissance.

Principaux faits opérationnels du troisième trimestre 2022
(Veuillez consulter le communiqué de presse du T1 2022 et du S1 2022 pour connaître les évènements marquants du premier semestre)

Expansion des carburants renouvelables de NESTE (Singapour)

• Le projet se termine par phases et plusieurs parties ont été remises à Neste, tandis que toutes les activités de construction restantes seront finalisées avant la fin de 2022.

Développement du centre de production de carburants renouvelables de NESTE à Rotterdam (Pays-Bas)

• Campagne d’approvisionnement détaillée en grande partie terminée conformément au calendrier. Tous les lots de sous-traitance de génie civil et de construction ont été attribués.

EPF de rénovation des fours d’éthylène Shell Skyline (Pays-Bas)

• Premiers modules expédiés aux Pays-Bas. La deuxième expédition doit quitter le chantier de fabrication d’ici fin octobre.

bp Greater Tortue Ahmeyim FPSO (au large du Sénégal/de la Mauritanie)

• Sur l'interface Hub/FLNG du projet, Loading Systems a réalisé des installations majeures; le plus grand bras de chargement jamais fabriqué, équipé de notre technologie « Easy Drive ».

Principaux faits commerciaux du troisième trimestre 2022
(Veuillez consulter le communiqué de presse du T1 2022 et du S1 2022 pour connaître les évènements marquants du premier semestre)

Projet d’éthylène pour le craqueur d’éthane du Project One d’INEOS (Belgique)

• Technip Energies a remporté un grand^([1]) contrat pour la fourniture d'équipements propriétaires pour le craqueur d'éthane de 1 450 kilotonnes par an d'INEOS Olefins Belgium NV à Anvers, en Belgique. Ce contrat s'inscrit dans notre stratégie d'engagement en amont et succède à la réussite de la fourniture de la technologie d'éthylène sous licence et de l'ingénierie d’avant-projet détaillé (FEED) précédemment attribuées à Technip Energies par INEOS. Le craqueur est conçu à l'aide des dernières avancées technologiques de Technip Energies pour atteindre une empreinte CO₂ réduite de 50 % par rapport aux meilleurs 10 % des craqueurs européens. De plus, l’usine a été conçue pour pouvoir accueillir un dispositif de capture de carbone. Les fours sont modulaires et conçus pour alimenter un combustible à haute teneur en hydrogène et pour passer à une combustion à 100 % d'hydrogène dans le futur. La conception de l'usine maximise l'utilisation de la modularisation, en utilisant la vaste expérience de Technip Energies dans les projets GNL modulaires.

Projet Neste pour l'extension de sa raffinerie de produits renouvelables à Rotterdam (Pays-Bas)

• Technip Energies a remporté un contrat significatif^([2]) auprès de Neste pour l'extension de leur capacité de production de produits renouvelables à Rotterdam, aux Pays-Bas, dans le cadre de l'accord de partenariat existant entre Technip Energies et Neste. Le contrat couvre l'ingénierie, les services de fourniture des équipements et la gestion de la construction (EPsCm) pour l'extension de la raffinerie de produits renouvelables existante de Neste à Rotterdam, ce qui augmentera la capacité globale de produits renouvelables de Neste de 1,3 million de tonnes par an. Il fait suite au FEED réalisée par Technip Energies en 2021.

Projet éolien offshore flottant Gray Whale 3 (Corée du Sud)

• Technip Energies en consortium avec Subsea 7 et Samkang M&T, a été sélectionné par Corio Generation et TotalEnergies pour la réalisation d’une étude d’ingénierie d’avant-projet détaillée (FEED) pour le projet de parc éolien offshore Ulsan Gray Whale 3, situé au large de la côte Est de la Corée du Sud. Le contrat FEED couvre l'ingénierie du flotteur, de l'amarrage et du câblage (IAC) en collaboration avec un turbinier. La technologie de flotteur INO15™ de Technip Energies sera intégrée dans la conception de la fondation flottante. D'une capacité de 15 mégawatts, la technologie INO15™ repose sur un flotteur semi-submersible à trois colonnes bien adapté à la production en grande série. Le projet Gray Whale 3, visant à développer un parc éolien offshore flottant de 504 MW situé à environ 60 à 70 kilomètres du port d'Onsan à Ulsan, est l'un des trois projets éoliens offshore que Corio Generation et TotalEnergies développent au large de la côte d'Ulsan pour une capacité totale installée de 1,5 gigawatts.

Première licence Blue H₂ by T.EN™ à LG Chem (Corée du Sud)

• Technip Energies annonce que LG Chem a sélectionné notre technologie propriétaire d'hydrogène bleu pour alimenter son complexe Daesan en Corée du Sud. L'usine d'hydrogène Blue H₂ by T.EN^TM captera une quantité importante de dioxyde de carbone et réduira les émissions de carbone du complexe pétrochimique. LG Chem a l'intention d'utiliser le CO₂ capturé. L'usine d'hydrogène d'une capacité de 56 000 Nm3/h utilisera la technologie propriétaire de reformage à la vapeur de Technip Energies pour convertir les effluents gazeux riches en méthane issus du procédé de craquage du naphta en hydrogène. L'usine d'hydrogène comprendra une unité de réduction catalytique sélective (SCR) pour le contrôle des émissions d’oxydes d'azote. La nouvelle unité d'hydrogène sera intégrée au complexe de craquage de naphta (NCC) de LG Chem pour leur permettre de convertir le complexe de pyrolyse pétrochimique en un procédé à faible émission de carbone plus durable.

Acquisition de la technologie Biosuccinium® pour la production de polymères biosourcés et entièrement biodégradables

• Technip Energies annonce l'acquisition de la technologie Biosuccinium® de DSM, ajoutant une solution technologique à son portefeuille en croissance dans le domaine des produits chimiques durables. Cette technologie est en synergie avec les technologies de biopolymères propriétaires récemment développées et fournit une production référencée commercialement d'acide succinique biosourcé (bio-SAc) qui sert de matière première pour la production de succinate de polybutylène (PBS). Le PBS est lui-même entièrement biodégradable et, s'il est produit à base de bio-SAc, est un matériau d'emballage biosourcé et durable idéal pour les applications en contact avec les aliments. Il répond aux préoccupations des consommateurs et des gouvernements pour de meilleurs matériaux avec une empreinte carbone et des impacts environnementaux plus faibles. L'acquisition comprend un large éventail de familles de brevets et de souches de levure exclusives, qui ont fait leurs preuves à grande échelle dans les infrastructures de production des titulaires de cette licence technologique. La technologie Biosuccinium® sera la seule technologie de production d'acide succinique biosourcé à être vendue sous licence sur le marché.

Collaboration avec deepC Store et Mitsui O.S.K. Lines pour le développement d'un hub flottant de captage et de stockage du carbone

• Technip Energies, deepC Store Limited et Mitsui O.S.K. Lines ont signé une lettre d'intention (LOI) concernant l'ingénierie, la fourniture des équipements et la construction (EPC) et les opérations pour l'installation du hub flottant de stockage et d'injection de CO₂ (« FSI ») dans le cadre du projet CStore1. Le projet CStore1 sera le premier hub multi-utilisateurs offshore à grande échelle et aura une capacité d'injection de CO₂ prévue entre 1,5 et 7,5 millions de tonnes par an. Il soutient les objectifs de l'industrie et de la communauté en matière de décarbonation et de transition vers un avenir durable. Les trois parties ont convenu de l'intention pour Technip Energies de fournir exclusivement des services de FEED et d’EPC pour le hub FSI utilisant la technologie de Technip Energies Offshore C-Hub™, et pour MOL de fournir des services de pre-FEED pour le transport du CO₂ ainsi que de travailler en étroite collaboration avec deepC Store et T.EN pour la réalisation du hub FSI.

Collaboration technologique avancée avec Agilyx avec le lancement de TruStyrenyx™ pour le recyclage chimique du polystyrène

• TruStyrenyx™ combine le procédé de pyrolyse d'Agilyx et la technologie de purification de Technip Energies, produisant un monomère de styrène recyclé d'une pureté exceptionnelle. Le monomère de styrène est utilisé pour fabriquer de nombreux plastiques et autres polymères. C'est l'un des trois principaux composants de l'ABS (acrylonitrile-butadiène-styrène), il peut fabriquer le polymère de polystyrène pur et est un ingrédient de divers caoutchoucs synthétiques. Ce lancement fait suite aux résultats positifs d'essais en usine pilote menés sur des déchets de polystyrène difficiles à recycler, y compris des déchets de polystyrène ignifuges.

Coopération technologique avancée avec APChemi pour la transformation des déchets plastiques en oléfines

• Accord de coopération pour commercialiser la technologie avancée de transformation des déchets plastiques en huile de pyrolyse de qualité supérieure d'APChemi, intégrée avec la technologie de valorisation de l'huile de pyrolyse et de vapocraquage de Technip Energies. La technologie de pyrolyse brevetée "Pyromax™" d'APChemi pour le recyclage des déchets plastiques comble l'écart dans la chaîne d'approvisionnement en plastique en prenant les déchets plastiques mélangés, y compris les plastiques séparés des déchets solides municipaux et les emballages multicouches, en les décomposant pour produire une huile de pyrolyse de haute qualité qui peut être chimiquement recyclée en plastiques circulaires. Le procédé a une empreinte carbone plus faible, car il remplace le besoin de matières premières à base de pétrole brut pour la fabrication de plastiques, tout en réduisant le besoin de tri intensif des déchets plastiques. Technip Energies ferme la boucle circulaire de transformation de l'huile de pyrolyse en éléments de base des polyoléfines en apportant son expertise dans la conception de fours à éthylène et de vapocraqueurs, ainsi que les technologies de préparation et de purification. La technologie de purification Pure.rOil by T.EN™ assure une intégration sûre, fiable et optimisée avec les craqueurs.

Corporate et autres éléments

Les coûts corporate, hors éléments non récurrents, se sont élevés à 32,2 millions d’euros au cours des neuf premiers mois de l'exercice 2022. Cela inclut un effet de change favorable de 2,1 millions d’euros. A titre de comparaison, l’année précédente les coûts corporate s’élevaient à 26,0 millions d’euros.

Les charges non récurrentes ont représenté 2,8 millions d’euros, principalement lié à des dépréciations d’actifs loués et des charges de restructuration.

Les charges financières nettes, qui s’élèvent à 7,2 millions d’euros, sont essentiellement liées à l’évaluation à la valeur de marché des investissements dans des titres cotés et, dans une moindre mesure, par les charges d’intérêts des obligations seniors non garanties, partiellement compensées par les produits d’intérêts de la trésorerie, qui bénéficient progressivement d’une augmentation des taux d’intérêt.

Le taux d’imposition effectif pour les neuf premiers mois 2022, sur une base IFRS ajustée s’est établi à 29,9 % en ligne avec les prévision pour l’exercice 2022.

Les charges d’amortissement se sont élevées à 80,0 millions d’euros, dont 53,0 millions d’euros sont liées à la norme IFRS 16.

La trésorerie nette ajustée au 30 septembre 2022 s’établit à 3,3 milliards d’euros en comparaison avec la position au 31 décembre 2021, de 3,1 milliards d’euros.

Le flux de trésorerie net ajusté a atteint 122,1 millions d’euros au cours des neuf premiers mois de l'exercice 2022. Le flux de trésorerie net hors variation du fonds de roulement de 152,6 millions d'euros s’établit à 274,7 millions d’euros bénéficiant d’une solide performance opérationnelle et d’une conversion d’EBIT récurrent ajusté continuellement élevé. Le flux de trésorerie s’élève après dépenses d’investissement, nets, à 36,5 millions d'euros. Le flux de trésorerie d’exploitation ajusté a atteint 158,6 millions d’euros.

Informations relatives à la liquidité et la notation de crédit

Les liquidités ajustées totales de 4,7 milliards d’euros au 30 septembre 2022 comprennent 4,0 milliards d’euros de liquidités et 750 millions d’euros de liquidités issues de la facilité de crédit renouvelable non utilisée, compensées par 80 millions d’euros de billets de trésorerie en circulation. La facilité de crédit renouvelable de la société est disponible pour un usage général et sert de garantie pour le programme de billets de trésorerie de la Société.

Rachat d’actions

Au cours des neuf premiers mois de l’année jusqu’au 30 septembre 2022, la Société a racheté 2 618 945 de ses actions ordinaires dans le cadre du programme de rachat d’actions annoncé le 22 mars 2022, pour un montant total de 29,8 millions d’euros. Ce programme de rachat d’actions s’est terminé en août. Le 14 janvier 2022, Technip Energies a également racheté à TechnipFMC 1 800 000 actions ordinaires à un prix d’achat de 13,15 euros par action pour un coût total de 23,7 millions d’euros. Le total des rachats d’actions s’est donc élevé à 53,5 millions d’euros.

La Société est partie prenante dans un accord de liquidité avec Kepler Cheuvreux afin d’accroître la liquidité lors des négociations d’actions ordinaires de Technip Energies. Au 30 septembre 2022, le nombre d’actions ordinaires détenues dans le cadre de cet accord de liquidité était de 179 758.

Informations privilégiées

Ce communiqué de presse contient des informations privilégiées au sens de l’article 7, paragraphe 1, du Règlement européen relatif aux abus de marché.

Déclarations prospectives

Le présent communiqué contient des « déclarations prospectives » (forward looking statements) telles que ce terme est défini à la Section 27A du United States Securities Act de 1933, telle qu’amendé, et à la Section 21E du United States Securities Exchange Act de 1934, telle qu’amendé. Les déclarations prospectives concernent généralement des événements futurs et des prévisions portant sur les revenus, les bénéfices, les flux de trésorerie et autres éléments relatifs aux  activités ou aux résultats  de Technip Energies. Les déclarations prospectives sont souvent identifiées par la présence d’expressions telles que « estimer », « s’attendre à », « anticiper », « planifier », « avoir l’intention de », « prévoir », « devrait », « serait », « pourrait », « peut », « estimer », « perspectives » et autres expressions similaires, y compris dans leur forme négative. L’absence de ces expressions ne signifie toutefois pas que les déclarations ne sont pas prospectives. Ces déclarations prospectives sont fondées sur les attentes, estimations et hypothèses actuelles de Technip Energies concernant les développements et conditions d’activité futurs et leurs impacts potentiels sur Technip Energies. Bien que Technip Energies estime que ces déclarations prospectives sont raisonnables au moment où elles sont émises, rien ne garantit que les développements futurs affectant Technip Energies seront ceux que Technip Energies anticipe.

Toutes les déclarations prospectives de Technip Energies impliquent des risques et des incertitudes (dont certains sont significatifs ou indépendants de la volonté de Technip Energies tel que l'invasion de l’Ukraine par la Russie, les sanctions qui y sont associées et l’impact que celles-ci auront sur nos activités et/ou celles de nos clients menées en Russie ou en rapport avec la Russie) et des hypothèses qui pourraient entrainer que les résultats réalisés diffèrent de manière significative de l’expérience historique de Technip Energies et des attentes ou projections actuelles de Technip Energies. Si un ou plusieurs de ces risques ou incertitudes se concrétisaient, ou si les hypothèses sous-jacentes se révélaient incorrectes, les résultats réalisés pourraient varier de façon significative par rapport à ceux indiqués dans les déclarations prospectives.

Pour plus d’informations sur les facteurs importants connus qui pourraient entraîner une différence entre les résultats réels et les résultats prévisionnels, veuillez-vous reporter aux facteurs de risque de Technip Energies présentés dans les documents déposés par Technip Energies auprès de la Securities and Exchange Commission des États-Unis, y compris notamment dans son formulaire 20-F pour 2021 déposé le 25 mars 2022.

Les déclarations prospectives comportent des risques et des incertitudes inhérents et ne sont valables qu’à la date à laquelle elles sont faites. Technip Energies ne s’engage pas à mettre à jour les déclarations prospectives à la lumière de nouvelles informations ou d’événements futurs, sauf dans la mesure où ceci serait requis par la loi applicable

ANNEXE

ANNEXE 1.0 : COMPTE DE RÉSULTAT AJUSTÉ – NEUF PREMIERS MOIS 2022

ANNEXE 1.1 : COMPTE DE RÉSULTAT AJUSTÉ – TROISIÈME TRIMESTRE 2022

ANNEXE 1.2 : COMPTE DE RÉSULTAT – RAPPROCHEMENT ENTRE LES COMPTES IFRS ET LES COMPTES AJUSTÉS – NEUF PREMIERS MOIS 2022

ANNEXE 1.3 : COMPTE DE RÉSULTAT – RAPPROCHEMENT ENTRE LES COMPTES IFRS ET LES COMPTES AJUSTÉS - NEUF PREMIERS MOIS 2021

ANNEXE 1.4 : COMPTE DE RÉSULTAT - RAPPROCHEMENT ENTRE LES COMPTES IFRS ET LES COMPTES AJUSTÉS – TROISIÈME TRIMESTRE 2022

ANNEXE 1.5 : COMPTE DE RÉSULTAT - RAPPROCHEMENT ENTRE LES COMPTES IFRS ET LES COMPTES AJUSTÉS – TROISIÈME TRIMESTRE 2021

ANNEXE 2.0 : ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE AJUSTÉ

ANNEXE 2.1 : ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE – RAPPROCHEMENT ENTRE LES COMPTES IFRS ET LES COMPTES AJUSTÉS – NEUF PREMIERS MOIS 2022

ANNEXE 2.2 : ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE – RAPPROCHEMENT ENTRE LES COMPTES IFRS ET LES COMPTES AJUSTÉS – NEUF PREMIERS MOIS 2021

ANNEXE 3.0 : ÉTAT DES FLUX DE TRÉSORERIE AJUSTÉ 

ANNEXE 3.1 : ÉTAT DES FLUX DE TRÉSORERIE – RAPPROCHEMENT ENTRE LES COMPTES IFRS ET LES COMPTES AJUSTÉS – NEUF PREMIERS MOIS 2022

ANNEXE 3.2 : ÉTAT DES FLUX DE TRÉSORERIE – RAPPROCHEMENT ENTRE LES COMPTES IFRS ET LES COMPTES AJUSTÉS – NEUF PREMIERS MOIS 2021

ANNEXE 4.0 : INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE AJUSTÉS – NEUF PREMIERS MOIS 2022

ANNEXE 4.1 : INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE AJUSTÉS – TROISIÈME TRIMESTRE 2022

ANNEXE 5.0 : RAPPROCHEMENT DE L’EBIT ET DE L’EBITDA RÉCURRENTS AJUSTÉS – NEUF PREMIERS MOIS 2022

ANNEXE 5.1 : RAPPROCHEMENT DE L’EBIT ET DE L’EBITDA RÉCURRENTS AJUSTÉS – TROISIÈME TRIMESTRE 2022

ANNEXE 6.0 : CARNET DE COMMANDES – RAPPROCHEMENT ENTRE LES COMPTES IFRS  ET LES COMPTES AJUSTÉS

ANNEXE 7.0 : PRISES DE COMMANDES – RAPPROCHEMENT ENTRE LES COMPTES IFRS  ET LES COMPTES AJUSTÉS

ANNEXE 8.0 : Définition des indicateurs alternatifs de performance (IAP)

Certaines parties du présent communiqué de presse contiennent les mesures financières non-IFRS suivantes : Chiffre d’affaires ajusté, EBIT récurrent ajusté, EBITDA récurrent ajusté, trésorerie (dette) nette ajustée, carnet de commandes ajusté et prises de commandes ajustées. Ces données ne sont pas reconnues comme des mesures de la performance financière ou de la liquidité selon les normes IFRS, et la Société les considère comme des IAP. Les IAP ne doivent pas être considérés comme une alternative ou comme plus importants que les indicateurs équivalents, tels que définis par les normes IFRS, ou comme un indicateur de la performance opérationnelle ou de la liquidité de la Société.

Chaque IAP est défini ci-dessous :

• Chiffre d’affaires ajusté : Le Chiffre d’affaires ajusté représente le chiffre d’affaires comptabilisé selon les normes IFRS, tel qu’ajusté selon la méthode décrite ci-dessous. Pour les périodes présentées dans le présent communiqué de presse, la part proportionnelle du chiffre d’affaires de la joint-venture de la Société provenant des projets suivants a été incluse : le chiffre d’affaires d’ENI CORAL FLNG, Yamal LNG et NFE est inclus à 50 %, celui de BAPCO Sitra Refinery à 36 %, celui de la construction et de la supervision en Russie d’Arctic LNG 2 est inclus à 33,3 %, celui de la joint-venture Rovuma à 33,3 % et celui de Nova Energies à 50 % pour les six premiers mois de l'année 2022. La Société estime que la présentation de la part proportionnelle du chiffre d’affaires de ses joint-ventures provenant des projets de construction, réalisés dans le cadre de partenariats, permet à la direction et aux investisseurs de mieux évaluer la performance de l’activité principale de la Société d’une période à l’autre, en les aidant à mieux appréhender les activités effectivement réalisées par la Société dans le cadre de ces projets.
• EBIT récurrent ajusté : L’EBIT récurrent ajusté représente le résultat avant les charges financières, nettes, et l’impôt sur le résultat comptabilisé selon les normes IFRS, ajusté pour refléter ligne par ligne les entités de projet de construction constituées en actions respectives qui ne sont pas entièrement détenues par la Société (selon la méthode décrite ci-dessus dans la section Chiffre d’affaires ajusté) et ajoute ou soustrait, selon le cas, les éléments considérés comme non récurrents de l’EBIT, y compris (i) les dépenses de restructuration, (ii) les coûts de scission associés à l’opération de scission, et (iii) les frais découlant de litiges importants survenus en dehors du cours normal de l’activité. La Société estime que l’exclusion de ces charges ou produits de ces mesures financières permet aux investisseurs et à la direction d’évaluer plus efficacement les opérations de la Société et les résultats d’exploitation consolidés d’une période à l’autre, et d’identifier les tendances opérationnelles pouvant être masquées aux investisseurs et à la direction par des éléments exclus.
• EBITDA récurrent ajusté : L’EBITDA récurrent ajusté correspond à l’EBIT récurrent ajusté, tel que détaillé ci-dessus, après déduction des charges d’amortissement et tel qu’ajusté pour tenir compte de leurs entités respectives de projets de construction constituées en actions qui ne sont pas entièrement détenues par la Société. La Société estime que l’exclusion de ces charges ou produits de ces mesures financières permet aux investisseurs et à la direction d’évaluer plus efficacement les opérations de la Société et les résultats d’exploitation consolidés d’une période à l’autre, et d’identifier les tendances opérationnelles pouvant être masquées aux investisseurs et à la direction par des éléments exclus.
• Trésorerie (dette) nette ajustée : La trésorerie (dette) nette ajustée reflète la trésorerie et les équivalents de trésorerie, nets de dette (y compris la dette à court terme et les prêts dus au/par le Groupe TechnipFMC), tels qu’ajustés selon la méthode décrite dans la section Chiffre d’affaires ajusté. La direction utilise cette IAP pour évaluer la structure du capital et l’effet de levier financier de la Société. La Société estime que la dette nette ajustée (si elle est débitrice), ou la trésorerie nette ajustée (si elle est créditrice) est une mesure financière importante qui peut permettre aux investisseurs de mieux appréhender la situation financière de la Société et reconnaître les tendances sous-jacentes dans sa structure du capital.
• Carnet de commandes ajusté : Le carnet de commandes est calculé en fonction de la valeur estimée des ventes de commandes de clients confirmées à la date de clôture. Le carnet de commandes ajusté prend en compte la part proportionnelle de la Société dans le carnet de commandes des sociétés mises en équivalence (ENI Coral FLNG, BAPCO Sitra Refinery, Arctic LNG 2 dans le cadre de la construction et de la supervision en Russie, la joint-venture Rovuma, deux sociétés affiliées de la joint-venture NFE et la joint-venture Nova Energies) et retraite la part du carnet de commandes liée aux participations ne donnant pas le contrôle de la Société dans Yamal LNG. La Société estime que le carnet de commandes ajusté permet à la direction et aux investisseurs d’évaluer le niveau des activités futures liées aux activités principales de la Société en incluant sa part proportionnelle dans les ventes prévisionnelles provenant de projets de construction dans le cadre de partenariats.
• Prises de commandes ajustées : Les prises de commandes correspondent aux contrats signés qui sont entrés en vigueur pendant la période couverte par le rapport. Les prises de commandes ajustées ajoutent la part proportionnelle des commandes signées liées aux sociétés mises en équivalence (ENI Coral FLNG, BAPCO Sitra Refinery, Arctic LNG 2 dans le cadre de la construction et de la supervision en Russie, la joint-venture Rovuma, deux sociétés affiliées de la joint-venture NFE et la joint-venture Nova Energies) et retraitent la part des prises de commandes attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle dans Yamal LNG. Cette mesure financière est étroitement liée au carnet de commandes ajusté dans l’évaluation du niveau des activités à venir de la Société en présentant sa part proportionnelle des contrats qui sont entrés en vigueur au cours de la période et qui seront exécutés par la Société.

Contacts

Relations investisseurs

Phillip Lindsay
Vice-président, Relations investisseurs
Tél. : +44 20 7585 5051
Email : Phillip Lindsay

Relations médias

Stella Fumey
Directrice des relations presse et de la communication digitale
Tél. : +33 1 85 67 40 95
Email : Stella Fumey