TechnipFMC annonce ses résultats du deuxième trimestre 2019

TechnipFMC plc (NYSE : FTI) (Paris : FTI) a annoncé aujourd’hui ses résultats du deuxième trimestre 2019.

Le chiffre d’affaires global de la société s’établi à 3 434,2 millions de dollars. Le résultat net atteint 97,0 millions de dollars, soit 0,21 dollar par action diluée. Sont inclus dans ce résultat 78,6 millions de dollars au titre de charges et crédits après impôts, soit 0,18 dollar par action diluée. Le bénéfice ajusté par action diluée s’élève à 0,39 dollar.

L’EBITDA ajusté, qui exclut les charges et crédits avant impôts, atteint 450,0 millions de dollars, tandis que la marge d’EBITDA ajusté ressort à 13,1 % (Annexe 9).

Les autres éléments avant impôts significatifs ayant eu une incidence sur le trimestre pour lesquels nous ne fournissons pas de prévisions sont les suivants :

• Des pertes de change de 18,0 millions de dollars, soit 0,03 dollar par action diluée après impôts, qui sont intégrées aux charges corporate ; et
• Une augmentation de la dette à payer aux partenaires de coentreprises, d’un montant de 140,2 millions de dollars, soit 0,31 dollar par action diluée après impôts, qui a été intégrée aux charges d’intérêts.

Résumé des états financiers - Deuxième trimestre 2019

Une comparaison détaillée des états financiers US GAAP avec les états non-GAAP est présentée ci-dessous, ainsi que dans les annexes au présent document.

Doug Pferdehirt, Président-Directeur général de TechnipFMC, déclare : « Ce trimestre, nous avons enregistré une prise de commandes record, pour un total de 11,2 milliards de dollars, soit un ratio prise de commandes sur chiffre d’affaires de 3,3. Dans l'Onshore/Offshore, les commandes se sont élevées à 8,1 milliards de dollars, ce qui est un nouveau record pour ce segment, notamment grâce au projet Arctic LNG 2. Dans le segment Subsea, les commandes du premier semestre s’élèvent à 2,6 milliards de dollars et dépassent déjà les volumes atteints sur l'ensemble de l’année 2018. Le carnet de commandes atteint au total 25,8 milliards de dollars, soit une augmentation de plus de 75 % par rapport à la fin de l’année dernière ».

Doug Pferdehirt poursuit : « Dans le Subsea, l’iEPCI™ est une transformation structurante qui résulte de la création de TechnipFMC et ce changement de paradigme s’accélère. Les projets intégrés attribués dans l’industrie au premier semestre ont dépassé les 3 milliards de dollars et nous avons remporté 100% de ces projets. Et surtout, les projets intégrés représentent plus de 50 % des commandes reçues par l’entreprise en 2019. L’iEPCI™ démontre clairement qu’il est un moteur de croissance unique pour TechnipFMC ».

« Le contrat pour le développement du gisement Golfinho qui nous a été attribué par Anadarko au Mozambique témoigne de cette dynamique. TechnipFMC a été l'un des précurseurs dans ce pays et ce contrat y conforte notre position de leader. Golfinho est également notre plus grand projet intégré dans le Subsea, renforçant encore le rôle de différenciation clé joué par iEPCI™ ».

Doug Pferdehirt ajoute : « Dans le segment Onshore/Offshore, nous profitons de la nouvelle vague de projets dans le gaz naturel liquéfié (GNL). La croissance du marché du GNL s’appuie en effet sur un changement structurel vers le gaz naturel en tant qu’énergie de transition en permettant de répondre à l’augmentation de la demande, tout en réduisant les émissions de gaz à effet de serre. Nous continuerons à être le fer de lance de ce marché en pleine croissance et nous anticipons de nouveaux contrats dans le GNL dans les trimestres à venir.

Lors du deuxième trimestre, nous avons remporté le projet Arctic LNG 2. Ce contrat illustre notre expérience dans la fabrication et la livraison d’éléments modulaires de grandes tailles destinés aux environnements extrêmes. Le projet permettra de mettre en service près de 20 millions de tonnes par an de nouvelle capacité grâce à une solution d’ingénierie innovante développée lors de la phase des études d'avant-projet détaillé (FEED) du projet. Nous tirerons parti de notre réussite récente dans le projet Yamal LNG en nous appuyant sur une continuité au niveau du leadership du projet, du modèle de réalisation et des expériences acquises. »

Doug Pferdehirt conclut ainsi : « Le trimestre qui vient de s'écouler a été excellent pour TechnipFMC. Le niveau de prises de commandes sans précédent démontre que nous sommes en train de gagner, avec une attention particulière sur la sélectivité des projets et la différenciation commerciale. Le chiffre d’affaires total de la société et l’EBITDA ajusté ont largement progressé. La solidité de ces résultats et l’augmentation significative de notre carnet de commandes renforcent notre confiance dans notre capacité à atteindre nos objectifs révisés à la hausse pour l’exercice 2019 et nous donnent une meilleure visibilité pour l’année 2020 et au-delà ».

Principaux éléments financiers et opérationnels - Deuxième trimestre 2019

Subsea

Principaux éléments financiers

Une comparaison détaillée des états financiers US GAAP avec les états non-GAAP est présentée ci-dessous, ainsi que dans les annexes au présent document.

Au deuxième trimestre, le segment Subsea a enregistré un chiffre d’affaires de 1 508,7 millions de dollars, en hausse de 23,9 % par rapport à l’exercice précédent. L’augmentation du chiffre d’affaires résulte principalement d'une activité accrue en lien avec les projets et à la croissance des services dans le segment. L’activité liée aux projets intégrés représente toujours une part croissante du chiffre d’affaires.

Le segment Subsea a enregistré un résultat d’exploitation de 94,6 millions de dollars. L’augmentation du résultat d’exploitation est due à la réalisation d’étapes clés dans des projets en voie d’achèvement, à l’activité accrue d’autres projets et au traitement comptable de la baisse de l'amortissement lié au prix d'acquisition.

L’EBITDA ajusté s'élève à 186,2 millions de dollars. Il diminue de 2,6 % par rapport à l’exercice précédent en raison des prix plus compétitifs auxquels notre carnet de commandes a été rempli. Toutefois cette diminution a été partiellement compensée par le franchissement d'étapes importantes dans le cadre de projets quasi achevés et par l’activité accrue d’autres projets. La marge d’EBITDA ajusté a diminué de 340 points de base à 12,3 %.

Au deuxième trimestre, le taux d’utilisation des navires s’est établi à 69 %, soit une hausse par rapport aux 55 % du premier trimestre, mais une baisse par rapport aux 71 % du deuxième trimestre de l’exercice précédent.

Faits marquants du deuxième trimestre pour le segment Subsea

• Shell Appomattox (Golfe du Mexique)
  Mise en production anticipée à l’aide de la solution complète à haute pression et haute température (HP/HT) de TechnipFMC.

• Neptune Fenja iEPCI™ (Norvège)
  Application la plus longue jamais réalisée de la conduite à double enveloppe chauffée par traçage électrique (ETH Pipe-in-pipe).

• Shell Gumusut-Kakap 2 iEPCI™ (Malaisie)
  Achèvement de tous les travaux d’usinage et de fabrication ; campagne d’installation offshore en cours.

• Woodside Greater Enfield (Australie)
  Installation de l’infrastructure subsea terminée.

Les prises de commandes du segment Subsea au cours du trimestre ont représenté un montant de 2 632,7 millions de dollars, soit un ratio de prises de commandes sur chiffre d’affaires de 1,7. Les contrats suivants ont été annoncés durant la période :

• Projets iEPCI™ de Duva et Gjøa P1 pour Neptune Energy (Mer du Nord)
  Contrat iEPCI™ conséquent* pour les projets Duva et Gjøa P1 de Neptune Energy. Ce contrat couvre la livraison et l’installation des équipements sous-marins, dont les ombilicaux, les flowlines rigides et le système de production sous-marin.
  * Pour TechnipFMC, un contrat « conséquent » se situe entre 250 et 500 millions de dollars.

• Projet iEPCI™ de TOR II pour ConocoPhillips (Mer du Nord)
  Contrat iEPCI™ significatif* pour le développement du champ TOR II de ConocoPhillips. Ce contrat couvre la livraison et l’installation d’un système de production sous-marin, dont l’installation des ombilicaux, des flowlines rigides et des équipements sous-marins connexes. Il s’agit du premier contrat iEPCI™ conclu avec ConocoPhillips.
  * Pour TechnipFMC, un contrat « significatif » se situe entre 75 et 250 millions de dollars.

• Projet iEPCI™ de Thunder Horse Expansion G pour BP (Golfe du Mexique)
  Contrat iEPCI™ significatif* destiné au projet Thunder Horse South Expansion 2 de BP. TechnipFMC fabriquera, livrera et installera les équipements sous-marins, incluant des systèmes d’arbres sous-marins – subsea tree systems – les collecteurs, les flowlines, les ombilicaux et les conduites de raccordement (jumpers) des arbres sous-marins,, les embouts de raccordement, les équipements de distribution sous-marine et de contrôle des topsides. Il s’agit du deuxième contrat iEPCI™ attribué à TechnipFMC par BP suite à la phase 3 du projet Atlantis au premier trimestre 2019.
  * Pour TechnipFMC, un contrat « significatif » se situe entre 75 et 250 millions de dollars.

• Projet Golfinho/Atum pour Anadarko (Mozambique)
  Contrat majeur* d’ingénierie, d'approvisionnement, de construction et d’installation du système de structure sous-marin. TechnipFMC réalisera l’installation offshore avec son partenaire de consortium, Van Oord, et en coopération avec un grand sous-traitant stratégique, Allseas. TechnipFMC exécutera la mission qui lui a été confiée à l’aide de son modèle intégré iEPCI™.
  * Un contrat « majeur » se situe au-delà d’un milliard de dollars.

• Projet MJ1 pour Reliance (Inde)
  Contrats sous-marins significatifs* pour le gisement MJ1 de Reliance Industries Limited. Ces contrats couvrent la fabrication et l’installation de risers flexibles, de flowlines rigides et flexibles et d’ombilicaux.
  * Pour TechnipFMC, un contrat « significatif » se situe entre 75 et 250 millions de dollars. La valeur totale de tous les contrats correspond à cette fourchette.

Onshore/Offshore

Principaux éléments financiers

Une comparaison détaillée des états financiers US GAAP avec les états non-GAAP est présentée ci-dessous, ainsi que dans les annexes au présent document.

Au deuxième trimestre, le segment Onshore/Offshore a enregistré un chiffre d’affaires de 1 505 millions de dollars. Le chiffre d’affaires a augmenté de 12,1 % par rapport au deuxième trimestre de l’exercice précédent en raison de l’activité accrue liée aux récents contrats dans les secteurs aval, de la pétrochimie et de l'offshore, ce qui a plus que compensé la diminution du chiffre d’affaires du projet Yamal LNG, quasi achevé.

Le segment Onshore/Offshore a enregistré un résultat d’exploitation de 274 millions de dollars tandis que l’EBITDA ajusté a atteint 281,9 millions de dollars. Le résultat d’exploitation a augmenté de 60 % par rapport au deuxième trimestre de l’exercice précédent. Il a profité d’une hausse des bénéfices liée à la qualité de la réalisation et d’une prime pour le franchissement d'étapes importantes dans le projet Yamal LNG. Ces mêmes facteurs sont à l’origine de la hausse de l’EBITDA ajusté par rapport à l’exercice précédent ; la marge d’EBITDA ajusté a progressé de 600 points de base, soit 18,7 %, par rapport à l’exercice précédent.

Faits marquants du deuxième trimestre pour le segment Onshore/Offshore :

• Unité FLNG Coral pour ENI (Mozambique)
  Installation du premier méga bloc de la coque lors de la cérémonie de pose de la quille en Corée.

• Rénovation de la raffineried'ENOC (Jebel Ali)
  Notification que l’unité est prête pour la mise en service.

• Unité FLNG Prelude pour Shell (Australie)
  Première exportation d'une cargaison de GNL en juin.

• Champ Umm Lulu d'ADNOC (Abou Dhabi)
  Livraison de topsides pour la plus grande plateforme offshore de la région.

Les prises de commandes du segment Onshore/Offshore du trimestre ont atteint 8 131,2 millions de dollars, soit un ratio de prises de commandes sur chiffre d’affaires de 5,4. Les contrats suivants ont été annoncés durant la période :

• Projet Arctic LNG 2 pour Novatek (Russie)
  Contrat majeur* d’ingénierie, d'approvisionnement et de construction (EPC) dans le cadre du projet Arctic LNG 2 pour Novatek et ses partenaires. Ce développement comportera trois trains de GNL, chacun d'une capacité de 6,6 millions de tonnes par an, qui seront installés sur trois plateformes gravitaires en béton. TechnipFMC réalisera ce projet sur une base forfait et remboursable. Le contrat couvrira l’EPC des trois trains de GNL et des structures associées, qui seront fabriqués de façon modulaire dans des chantiers en Asie et en Russie.
  * Un contrat « majeur » se situe au-delà d’un milliard de dollars. La valeur consolidée du contrat Arctic LNG 2 pour TechnipFMC s’élève à 7,6 milliards de dollars.

Surface Technologies

Principaux éléments financiers

Une comparaison détaillée des états financiers US GAAP avec les états non-GAAP est présentée ci-dessous, ainsi que dans les annexes au présent document.

Au deuxième trimestre, le segment Surface Technologies a enregistré un chiffre d’affaires de 420,5 millions de dollars, soit une augmentation de 4,8 % par rapport au deuxième trimestre de l’exercice précédent. Cette croissance reflète principalement la hausse des ventes d’équipements de tête de puits au niveau mondial et les services de location d’équipements de fracturation en Amérique du Nord. Elle a été partiellement compensée par la baisse des ventes de flowlines en raison de la diminution de l'activité de complétion en Amérique du Nord.

Le segment Surface Technologies a enregistré un résultat d’exploitation de 25,5 millions de dollars ; l’EBITDA ajusté a atteint 46,7 millions de dollars avec une marge de 11,1 %. La diminution du résultat d’exploitation par rapport au deuxième trimestre de l’exercice précédent est principalement due à la baisse continue de l'activité de complétion en Amérique du Nord qui a engendré un environnement tarifaire moins propice et un mix produits défavorable. Ces mêmes facteurs sont à l’origine du recul de l’EBITDA ajusté par rapport à l’exercice précédent.

Les prises de commandes du trimestre ont atteint 415,7 millions de dollars. Le carnet de commandes a augmenté de 2,7 % par rapport au trimestre de l’exercice précédent, soit à 426,6 millions de dollars. Compte tenu du cycle court inhérent à la nature de l’activité, les commandes se convertissent généralement en chiffre d’affaires dans les douze mois qui suivent.

Corporate et autres éléments

Les charges corporate ont atteint 138,9 millions de dollars au deuxième trimestre 2019. Elles incluent les charges et crédits suivants :

• 55,2 millions de dollars de provisions juridiques, notamment :
  • Une provision de 70 millions de dollars pour garantir la valeur estimée probable du règlement d’une enquête liée à d'anciens projets en Guinée équatoriale et au Ghana ;
  • Une charge de 21,3 millions de dollars pour le règlement final avec le département de la Justice des États-Unis, la Securities and Exchange Commission des États-Unis et les autorités brésiliennes dans le cadre d’enquêtes au Brésil et en rapport avec l’intermédiaire, Unaoil ; et
  • Des crédits nets de litige, incluant le règlement favorable de l’affaire TechnipFMC plc contre Samik Mukherjee et McDermott International, Inc.
• 14,3 millions de dollars de charges associées à l’intégration de la fusion et autres indemnités de départ.

Hors charges et crédits, les charges corporate ont atteint 69,4 millions de dollars, dont 18,0 millions de dollars au titre des pertes de change.

Les charges d’intérêts nettes ont atteint un montant de 140,6 millions de dollars au cours du trimestre, dans lesquelles est incluse l’augmentation de la dette à payer aux partenaires de coentreprises pour un montant de 140,2 millions de dollars. Les charges d’intérêt nettes ont été favorablement affectées par les intérêts créditeurs élevés sur les soldes de trésorerie.

La société a enregistré au cours du trimestre une provision pour impôt de 0,9 million de dollars. En incluant l’impact des éléments comptables à caractère spécifique, le taux d’imposition en vigueur pendant le trimestre était de 0,8 %.

Au cours du deuxième trimestre, les amortissements et dépréciations ont représenté un montant total de 117,5 millions de dollars, montant dans lequel sont inclus les amortissements et dépréciations relatifs à l’allocation du prix d’acquisition lié à la fusion pour un montant de 8,5 millions de dollars.

La société a racheté 1,8 million d’actions au cours du trimestre. La contrepartie totale s’est élevée à 40 millions de dollars ; l’incidence sur la trésorerie au cours du trimestre a été de 57,1 millions de dollars en raison du moment du règlement.

Le flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation a atteint 96,6 millions de dollars pour le trimestre. La société a clôturé le trimestre avec une trésorerie et des équivalents de trésorerie représentant un montant de 4 621,3 millions de dollars ; le montant de la trésorerie nette s’est élevé à 839,5 millions de dollars.

Un nouveau document (Annexe 6) a été ajouté au communiqué de publication des résultats financiers pour fournir des informations financières supplémentaires sur la coentreprise Yamal LNG.

Prévisions financières pour 2019¹

L’actualisation des prévisions de la société pour l’exercice 2019 est présentée dans le tableau révisé ci-dessous et détaillée à la page suivante :

__________________________

¹ Nos évaluations prévisionnelles de la marge d’EBITDA ajusté, des charges corporate nettes (hors impact des fluctuations de change), des charges d’intérêts nettes (en excluant l’impact de la réévaluation de dette financière obligatoirement remboursable des partenaires) et de taux d’imposition sont des évaluations non-GAAP. Dans le cadre d’une approche prévisionnelle, il nous est impossible, à moins d’y consacrer des efforts déraisonnables, de comparer cette évaluation avec une évaluation GAAP comparable, compte tenu du caractère imprédictible des éléments individuels constitutifs de l’évaluation financière la plus directement comparable et du caractère variable des éléments non pris en compte dans une telle évaluation. De telles informations sont susceptibles d’avoir un impact important, et potentiellement imprédictible, sur nos futurs résultats financiers.

L’actualisation des prévisions de la société pour l’ensemble de l’exercice 2019 est présentée ci-dessous :

• Chiffre d’affaires du segment Subsea compris entre 5,6 et 5,8 milliards de dollars ; ce chiffre a été revu à la hausse par rapport à la prévision précédente qui se situait dans une fourchette comprise entre 5,4 et 5,7 milliards de dollars.
• Marge d’EBITDA du segment Subsea d’au moins 11,5 % (en excluant les amortissements relatifs à l’allocation du prix d’acquisition, ainsi que d’autres charges et crédits) ; ce chiffre a été revu à la hausse par rapport à la prévision précédente qui était d’au moins 11 %.
• Marge d’EBITDA du segment Onshore/Offshore d’au moins 16,5 % (en excluant les amortissements relatifs à l’allocation du prix d’acquisition, ainsi que d’autres charges et crédits) ; ce chiffre a été revu à la hausse par rapport à la prévision précédente qui était d’au moins 14 %.
• Charges d’intérêts nettes de 30 à 40 millions de dollars pour l’ensemble de l’exercice (en excluant l’impact de la réévaluation de dette financière obligatoirement remboursable des partenaires) ; ce chiffre a été revu à la baisse par rapport à la prévision précédente qui était de 40 à 60 millions de dollars pour l’ensemble de l’exercice.
• Taux d'imposition compris entre 26 % et 30 % pour l'ensemble de l'exercice ; cette prévision a été modifiée par rapport à la prévision précédente faisant état d'un taux d'imposition compris entre 28 % et 32 % pour l'ensemble de l'exercice (en excluant l'impact des éléments comptables à caractère spécifique).

Téléconférence

La société tiendra une téléconférence le jeudi 25 juillet 2019 pour discuter des résultats financiers du deuxième trimestre 2019. Cette téléconférence débutera à 13 h 00 heure de Londres (8 h 00 heure de New York). Les numéros d’appel pour y participer, ainsi qu’un document de présentation, sont disponibles sur le site www.technipfmc.com.

Cette téléconférence sera également accessible en ligne à partir de notre site Internet avant qu’elle commence. Un enregistrement audio archivé de cette téléconférence sera également disponible à partir de ce même site une fois qu’elle aura eu lieu. En cas d’interruption du service ou de problèmes techniques au cours de la téléconférence, des informations seront publiées sur notre site.

###

À propos de TechnipFMC

TechnipFMC est un leader mondial des projets subsea, onshore/offshore et surface. Grâce à nos technologies et systèmes de production propriétaires, à notre expertise intégrée et à nos solutions complètes, nous améliorons la rentabilité économique des projets de nos clients.

Nous sommes les mieux placés pour offrir une plus grande efficacité tout au long du cycle de vie des projets, depuis leur conception jusqu’à leur réalisation et même au-delà. Grâce à des technologies innovantes et à de meilleures performances, notre offre ouvre de nouvelles opportunités à nos clients pour développer leurs ressources pétrolières et gazières.

Chacun de nos plus de 37 000 collaborateurs est guidé par un engagement sans faille auprès de nos clients et par une forte culture de l’innovation. Ils remettent en question les pratiques du secteur de l’énergie et repensent les méthodes pour atteindre les meilleurs résultats.

Pour en savoir plus sur notre entreprise et sur la façon dont nous optimisons les performances de l’industrie mondiale de l’énergie, rendez-vous sur le site TechnipFMC.com et suivez-nous sur Twitter @TechnipFMC.

Ce communiqué contient des « déclarations prospectives » telles que les définissent la section 27A du United States Securities Act de 1933, telle qu’amendée, et la section 21E du United States Securities Exchange Act de 1934, telle qu’amendée. Les mots « prévisions », « confiants », « penser », « attendre », « prévoir », « anticiper », « envisager », « devrait », « pourrait », « peut », « pourra », « probablement », « fondé », « estimer », « perspectives » et les expressions similaires désignent des déclarations prospectives, qui ne sont généralement pas inscrites dans le temps. Ces déclarations prospectives comportent des risques, des incertitudes et des hypothèses significatifs qui pourraient se traduire par un écart important entre les résultats réels et passés et nos prévisions ou attentes actuelles, dont les facteurs importants connus ci-dessous :

• des changements inattendus des facteurs concurrentiels du secteur ;
• la demande de nos produits et services, qui est impactée par des changements des prix et de la demande de pétrole brut et de gaz naturel sur les marchés domestiques et internationaux ;
• notre capacité à développer et à déployer de nouvelles technologies et de nouveaux services et à protéger et préserver nos actifs essentiels dont nous détenons les droits de propriété intellectuelle ;
• les responsabilités pouvant découler de l’installation ou de l’utilisation de nos produits ;
• les dépassements de coûts se rapportant à des contrats à prix fixe ou à des projets de construction d’actifs qui sont susceptibles d’impacter notre chiffre d’affaires ;
• notre capacité à exécuter nos commandes dans les délais prévus et son impact à l’avenir sur notre chiffre d’affaires, notre rentabilité et nos relations avec nos clients ;
• notre dépendance par rapport à des sous-traitants, des fournisseurs et des partenaires de coentreprise, dans le cadre de l’exécution de nos contrats ;
• la capacité à recruter et conserver le personnel clé ;
• les risques de piraterie auxquels sont exposés nos employés et nos actifs en mer ;
• les impacts potentiels des conditions saisonnières ou de la météo ;
• la perte cumulée de contrats importants ou d’alliances importantes ;
• des lois ou réglementations américaines ou internationales, y compris des lois et réglementations environnementales existantes ou à venir, susceptibles d’augmenter nos coûts, de limiter la demande de nos produits et services ou de restreindre nos activités ;
• des troubles affectant l’environnement politique, réglementaire, économique et social des pays dans lesquels nous opérons ;
• les risques associés aux services de compensation fournis par The Depositary Trust Company et Euroclear en ce qui concerne les titres échangés respectivement sur le NYSE et Euronext Paris ;
• le retrait envisagé du Royaume-Uni de l’Union européenne ; les risques associés au fait d’être une société anonyme anglaise, et notamment la nécessité d’obtenir l’approbation d’un tribunal par rapport aux « bénéfices distribuables » et celle des actionnaires par rapport à certaines décisions portant sur la structure du capital et le risque lié à notre capacité à verser des dividendes ou à racheter des actions conformément au plan d’allocation de capital que nous avons annoncé ;
• le respect de nos engagements dans le cadre des titres d’emprunt que nous avons émis et la situation des marchés du crédit ;
• l’abaissement de notre cote de crédit, qui pourrait restreindre notre capacité d’emprunt sur les marchés de capitaux ;
• l’issue de réclamations à notre encontre ou de litiges pour lesquels nous ne sommes pas couverts ;
• les risques de variations des taux de change associés à nos activités à l’international ;
• des coûts importants liés à la fusion ;
• les risques liés à nos acquisitions ou cessions ;
• une défaillance de notre infrastructure informatique ou toute violation importante de nos systèmes de sécurité, y compris en rapport avec une cyberattaque, et les manquements réels ou perçus par rapport au respect de nos obligations en matière de sécurité et de confidentialité des données ;
• les risques que les activités héritées de FMC Technologies, Inc. et Technip S.A. ne puissent être intégrées avec succès ou que la société résultant de la fusion ne puisse atteindre les résultats escomptés en termes d’économies, de valeur de certains actifs fiscaux, de synergies et de croissance ou que l’atteinte de ces résultats puisse demander plus de temps que prévu ;
• les risques liés à nos obligations fiscales, aux modifications des lois fiscales fédérales aux États-Unis ou des lois fiscales internationales ou aux interprétations dont elles font l’objet ; et
• les mesures visant à remédier à nos faiblesses importantes pourraient être insuffisantes ou nous pourrions identifier d’autres problèmes en lien avec les contrôles et procédures en matière de divulgation d’informations ou le contrôle interne portant sur le reporting financier ;
• les autres facteurs de risque décrits dans nos déclarations auprès de la United States Securities and Exchange Commission et dans nos déclarations auprès de l’Autorité des marchés financiers ou de la U.K. Financial Conduct Authority.

Nous souhaitons vous avertir de ne pas accorder une confiance excessive à ces déclarations prospectives, lesquelles ne sont pertinentes qu’à la date de leur publication. Nous n’endossons aucune obligation de publier une révision ou une actualisation de ces déclarations prospectives après leur date de publication en fonction de nouveaux renseignements, de futurs évènements ou autres, sauf dans la mesure requise par la loi.

Annexe 1

Annexe 2

(1) Les charges Corporate comprennent principalement les frais de personnel, réserve légale, les coûts de rémunérations à base d’actions, les autres avantages sociaux, certains gains et pertes de change et les frais de transaction liés à la fusion.

(2) Les montants imputables aux participations minoritaires sont pris en compte.

Annexe 3

(1) Les prises de commandes représentent le montant du chiffre d’affaires estimé correspondant aux commandes fermes des clients reçues au cours de la période.

(2) Le carnet de commandes est calculé en tant que montant estimé des commandes fermes des clients non encore exécutées, à la date de publication des résultats.

Annexe 4

Annexe 5

Annexe 6

TECHNIPFMC PLC ET FILIALES CONSOLIDÉES
INFORMATION SECTORIELLE POUR YAMAL LNG COENTREPRISE
(En millions, non audités)

Nous contrôlons les droits de vote dans le contrat juridique onshore / offshore et nous sommes responsables de la conception, de l'ingénierie et de la construction de l'usine de GNL de Yamal. Nos partenaires détiennent une participation commune de 50% dans ces entités. Yamal LNG, telle que reflétée à 100% dans nos états financiers consolidés.

Annexe 7

TECHNIPFMC PLC ET FILIALES CONSOLIDÉES
COMPARAISON DU RÉSULTAT GROUPE GAAP AVEC LE RÉSULTAT GROUPE NON-GAAP
(En millions, non audités)

Charges

En complément du résultat Groupe établi conformément aux principes comptables généralement admis aux États-Unis (US GAAP), la communication du résultat du deuxième trimestre 2019 comprend également le résultat non-GAAP (tel que défini par la section 10 de la régulation S-K du Securities Exchange Act de 1934, comme amendé) et décrit la performance annuelle par rapport au résultat et aux principaux agrégats de l’exercice 2018. Le résultat net hors charges, ainsi que les agrégats qui en découlent (y compris le bénéfice par action dilué hors charges; le résultat avant impôts et charges d’intérêts nettes, hors charges (« résultat d’exploitation ajusté ») ; les amortissements et dépréciations ajustés hors charges ; le résultat avant impôts et charges d’intérêts nettes, dépréciation et amortissement (« EBITDA ajusté ») hors charges et liquidités nettes) constituent des données financières non-GAAP. La Direction estime que l’exclusion des charges de ces données financières lui permet, ainsi qu’aux investisseurs d’évaluer plus efficacement les résultats d’exploitation et les résultats consolidés de TechnipFMC d’une période comptable à l’autre. Cela permet également d’identifier les évolutions d’exploitation qui pourraient être cachées ou mal interprétées si ces postes n’étaient pas exclus. Ces données sont également utilisées par la Direction en tant qu’indicateurs de performance pour déterminer certaines rémunérations incitatives. Les indicateurs non-GAAP ci-dessus devraient être pris en compte en plus des autres indicateurs de performance financière établis conformément aux GAAP, et non pas en tant que substitut ou version améliorée de celles-ci. Les informations ci-dessous constituent un rapprochement du résultat non-GAAP avec le résultat comparable conforme aux GAAP.

Annexe 8

TECHNIPFMC PLC ET FILIALES CONSOLIDÉES
COMPARAISON DU RÉSULTAT GROUPE GAAP AVEC LE RÉSULTAT GROUPE NON-GAAP
(En millions, non audités)

Charges

En complément du résultat Groupe établi conformément aux principes comptables généralement admis aux États-Unis (US GAAP), la communication du résultat du deuxième trimestre 2019 comprend également le résultat non-GAAP (tels que défini par la section 10 de la régulation S-K du Securities Exchange Act de 1934, comme amendé) et décrit la performance annuelle par rapport au résultat et aux principaux agrégats de l’exercice 2018. Le résultat net hors charges, ainsi que les agrégats qui en découlent (y compris le bénéfice par action dilué hors charges; le résultat avant impôts et charges d’intérêts nettes, hors charges (« résultat d’exploitation ajusté ») ; les amortissements et dépréciations ajustés hors charges; le résultat avant impôts et charges d’intérêts nettes, dépréciation et amortissement (« EBITDA ajusté ») hors charges et liquidités nettes) constituent des données financières non-GAAP. La Direction estime que l’exclusion des charges de ces données financières lui permet, ainsi qu’aux investisseurs d’évaluer plus efficacement les résultats d’exploitation et les résultats consolidés de TechnipFMC d’une période comptable sur l’autre. Cela permet également d’identifier les évolutions d’exploitation qui pourraient être cachées ou mal interprétées si ces postes n’étaient pas exclus. Ces données sont également utilisées par la Direction en tant qu’indicateurs de performance pour déterminer certaines rémunérations incitatives. Les indicateurs non-GAAP ci-dessus devraient être pris en compte en plus des autres indicateurs de performance financière établis conformément aux GAAP, et non pas en tant que substitut ni version améliorée de celles-ci. Les informations ci-dessous constituent un rapprochement du résultat non-GAAP avec le résultat comparable conforme aux GAAP.

Annexe 9

TECHNIPFMC PLC ET FILIALES CONSOLIDÉES
COMPARAISON DDU RÉSULTAT GROUPE GAAP AVEC LE RÉSULTAT GROUPE NON-GAAP
(En millions, non audités)

Annexe 10

TECHNIPFMC PLC ET FILIALES CONSOLIDÉES
COMPARAISON DU RÉSULTAT GROUPE GAAP AVEC LE RÉSULTAT GROUPE NON-GAAP
(En millions, non audités)