Press Release

PARIS--(BUSINESS WIRE)--Regulatory News:

Technip Energies (PARIS:TE) (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 le premier semestre de l’exercice 2022.

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

« La détermination de nos équipes à délivrer nos projets, ainsi que leur engagement auprès de nos clients et de notre chaine d’approvisionnement continue de porter leurs fruits malgré les défis liés à l’environnement externe. L’introduction de gaz dans le FLNG de Coral, une étape majeure du projet, en ligne avec le calendrier initial pré-pandémie, symbolise parfaitement ces réalisations. La croissance du chiffre d’affaires du premier semestre est en ligne avec notre cadre financier annuel et nous anticipons une accélération de la croissance de notre activité hors de Russie au second semestre. La bonne exécution de notre carnet de commandes génère une rentabilité supérieure à nos prévisions initiales, ce qui nous conduit à relever nos perspectives de marge pour l’ensemble de l’année. »

« En ce qui concerne le projet Arctic LNG 2 en Russie, conformément aux sanctions applicables, nous continuons à mettre en œuvre une sortie ordonnée du projet. Nous avons suspendu la large majorité des travaux, et le processus de sortie prendra probablement plusieurs mois en raison des termes du contrat et de la taille inhérente du projet. Comme nous l’avons déjà indiqué, nous n’anticipons aucune exposition financière nette négative en raison de nos droits contractuels et de la position bilantielle du projet. »

« Au cours du deuxième trimestre, nous avons remporté des projets clés de capture du carbone, notamment les installations de capture et de stockage en Norvège pour Hafslund Oslo Celsio, sur la plus large unité mondiale de transformation des déchets en énergie, avec capture du CO₂. Ces succès commerciaux illustrent notre leadership et la reconnaissance de notre expertise et de notre maîtrise technologique dans un marché aux perspectives de croissance considérables à moyen et long terme. »

« Cette dynamique dans le domaine de la capture du carbone reflète aussi le niveau de maturité de nos opportunités dans la transition énergétique dans son ensemble. Également illustrées par les récents succès commerciaux dans les bio-carburants et l’hydrogène décarboné, plus de 500 millions d’euros de prise de commandes au premier semestre étaient directement liés aux thématiques de la transition énergétique. Nous sommes convaincus que cette dynamique commerciale va se poursuivre et nous prévoyons d’atteindre environ 1 milliard d’euros de prise de commandes liées à la transition énergétique, hors GNL, d’ici fin 2022. En outre, nombre de ces attributions viendront enrichir notre carnet de commandes pour l’activité Technologie, Produits et Services, renforçant ainsi les perspectives de croissance à moyen terme de notre segment aux marges les plus élevées.»

« Les fondamentaux du marché de l’énergie, notamment le gaz naturel, le GNL et les énergies renouvelables, sont solides et sous-tendent le positionnement stratégique de notre offre et nos perspectives de prises de commandes à moyen terme. Malgré les craintes de récession, une augmentation significative des investissements dans les infrastructures énergétiques sera nécessaire pour satisfaire la demande et atteindre les objectifs d’indépendance énergétique. La transition vers un système énergétique à faible émission de carbone exige innovation, technologie et expertise technique, ouvrant un nouvel âge d’or à l’ingénierie, où Technip Energies continuera de jouer un rôle de premier plan. »

Conférence téléphonique

Technip Energies organisera une conférence téléphonique et une diffusion web sur le premier semestre 2022, le jeudi 28 juillet 2022, à 13h00 CET. Numéros de téléphone :

France : +33 1 70 91 87 04

Royaume-Uni : +44 1 21 281 8004

États-Unis : +1 718 705 87 96

Code de la conférence : 990801

L’événement sera diffusé simultanément en ligne et est accessible à l’adresse suivante: https://edge.media-server.com/mmc/p/av5eu4kx

Revue opérationnelle et financière

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

Les prises de commandes ajustées du premier semestre 2022 s’élèvent à 1 608,5 millions d’euros, soit un ratio de renouvellement du carnet de commandes de 0,5. Les commandes du second trimestre ont compris un contrat Ingénierie, Fourniture des équipements, Construction (EPC) important de Hafslund Oslo Celsio pour un premier projet mondial de capture et de stockage du carbone dans une usine de transformation des déchets en énergie en Norvège, un contrat pour l’extension de la capture et du stockage du carbone dans l’usine ExxonMobil de LaBarge, aux États-Unis, un contrat pré-FID pour la conception et la livraison du projet pour Texas LNG aux États-Unis, ainsi que d’autres études, contrats de services et projets de moindre envergure. Le premier trimestre a compris un contrat Ingénierie, Fourniture des équipements, Construction, Mise en Service (EPCC) significatif attribué par PETRONAS Chemicals Fertilizer Kedah pour une nouvelle usine de mélamine à empreinte carbone réduite, et une étude FEED pour le projet d’éolien offshore flottant Firefly avec Equinor en Corée du Sud. Le ratio de renouvellement du carnet de commandes sur la base des 12 derniers mois s’élève à 0,5.

Au premier semestre 2022, environ 2,0 milliards d’euros liés au projet Arctic LNG 2 ont été retirés du carnet de commandes ajusté total de l’entreprise, résultant des sanctions applicable qui ont suspendu la majorité des travaux en ligne avec notre sortie en cours ordonnée du projet. Cela représente un élément significatif de la diminution du carnet de commandes ajusté de 23 % en glissement annuel pour atteindre 13 439,8 millions d’euros.

Le carnet de commandes, hors la portion liée au projet Arctic LNG 2, s’élève à 12 593,2 million d’euros au 30 juin 2022. Le tableau ci-dessous présente l’écoulement du carnet de commandes estimé au 30 juin 2022.

Performance financière de la Société

Chiffres clés de l’activité commerciale

Le chiffre d’affaires ajusté du premier semestre 2022 est de 2,6 milliards d’euros, stable par rapport à l’année précédente. Ce chiffre d’affaires inclut l’activité significativement réduite du projet Arctic LNG 2, qui a contribué à hauteur de 816,6 millions d’euros au premier semestre 2022 par rapport à 1 168,0 millions d’euros au premier semestre de l’année précédente. Le chiffre d’affaires excluant le projet Arctic LNG 2 a augmenté de 24,2 % en raison de la montée en puissance de contrats pour des projets de GNL et en aval signés récemment.

L’EBIT récurrent ajusté du premier semestre 2022 est de 167,2 millions d’euros, stable par rapport à l’année précédente malgré une contribution significativement réduite de la part du projet Arctic LNG 2 de 27,0 millions d’euros par rapport à 40,9 millions d’euros au premier semestre de l’année précédente. En excluant la contribution du projet Arctic LNG 2, l’EBIT récurrent ajusté est de 140,2 millions d’euros représentant une augmentation de 10,8 % en glissement annuel. La marge d’EBIT récurrent ajusté du premier semestre 2022 est conforme à celle de l’année précédente à 6,4 %, en grande partie en raison d’une exécution solide, comprenant une forte contribution de projets dans le GNL et en aval en phase de finalisation. Cela a été partiellement compensé par des projets de GNL à des stades plus en amont, ainsi que par l’impact dilutif du projet Arctic LNG 2. La marge d’EBIT récurrent ajusté excluant la contribution du projet Arctic LNG 2 a atteint 7,8 %.

Principaux faits opérationnels du second trimestre 2022

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

Expansion de Qatar Energy North Field (Qatar)

• Les principaux travaux de génie civil ont commencé dans toutes les zones.

Eni Coral Sul FLNG (Mozambique)

• Introduction réussie de gaz dans le navire FLNG ; en bonne voie pour une livraison du premier fret de GNL au second semestre 2022.

Développement gazier Energean Karish (Israël)

• Le FPSO est arrivé sur site, à 90 km au large d’Israël.

Projet d’expansion de la raffinerie MIDOR (Égypte)

• Réalisation en toute sécurité et dans les délais de la mise en service du bloc de naphta après l'exécution des principaux travaux d'arrêt.

Expansion de la raffinerie de Bapco (Bahreïn)

• 33 millions d’heures travaillées sans accident avec arrêt de travail.

Complexe d’hydrocraquage d’Assiout (Égypte)

• La construction a commencé et toutes les principales zones d’unités de traitement ont été confiées à nos équipes et partenaires.

Usine de production d’oléfines de Long Son (Vietnam)

• Activités de pré-mise en service et de mise en service en cours parallèlement à la phase de finalisation des travaux de construction.

Principaux faits commerciaux du second trimestre 2022

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

Texas LNG (États-Unis)

• Attribution d’un contrat d’ingénierie préalable à la DFI (Décision Finale d'Investissement) pour le projet de Texas LNG à Brownsville. Dans le cadre d'une coentreprise avec Samsung Engineering, Technip Energies a été désigné maître d'œuvre, en charge de la conception et de la livraison du projet. L’infrastructure envisagée, qui comprend un complexe d'exportation de GNL d’une capacité de 4 Mtpa (millions de tonnes par an), est stratégiquement située, sur le chenal maritime en eau profonde du port de Brownsville, à proximité du Golfe du Mexique. Le projet Texas LNG intégrera la solution technologique SnapLNG™ de Technip Energies qui associe un système modulaire compact pour les trains de taille moyenne à des composants et technologies standardisés. Développée en collaboration avec Air Products, la technologie SnapLNG™ permet une mise sur le marché rapide et garantit une meilleure maîtrise des coûts et du calendrier. Cette solution se distingue également par l’intégration des meilleures technologies de procédé, de réfrigération du cycle de compression et de digitalisation. Conçue pour réduire les émissions de carbone, SnapLNG™ est particulièrement adaptée au développement graduel de la production de GNL bas-carbone ou décarboné.

Projet de capture et de stockage du carbone de Hafslund Oslo Celsio (Norvège)

• Attribution d’un grand contrat* d'ingénierie, de fourniture des équipements et de construction (EPC) auprès de Hafslund Oslo Celsio, le plus grand fournisseur de chauffage urbain en Norvège, pour un projet de capture et stockage du carbone (CSC) associé à l'usine de valorisation énergétique des déchets d’Oslo, en Norvège. Le projet donnera naissance à la première usine à grande échelle dans le monde de valorisation énergétique des déchets avec capture du CO₂. 400 000 tonnes de CO₂ par an seront capturées, ce qui équivaut aux émissions d'environ 200 000 voitures et permettra de réduire les émissions d'Oslo de 17 %. Dans le cadre du projet Longship, le CO₂ sera ensuite liquéfié et exporté vers Northern Lights, le premier réseau d'infrastructure, transfrontalier et open source, de transport et de stockage de CO₂. L'usine utilisera le système de capture du CO₂ Shell CANSOLV^®, une technologie de pointe à base d’amine pour la capture du CO₂ issu des gaz de combustion.

* Note : Pour Technip Energies, un « grand » contrat représente entre 250 et 500 millions d’euros de chiffre d’affaires.

Le chiffre d’affaires ajusté du premier semestre 2022 a augmenté de 4 % pour atteindre 643,0 millions d’euros, grâce à une augmentation de la demande pour l’activité Process Technology y compris d’octroi de licence, d’équipements propriétaires (notamment pour l’éthylène et la biochimie incluant EPICEROL^®) et une activité soutenue de services d’ingénierie et de conseil en gestion de projet.

L’EBIT récurrent ajusté du premier semestre 2022 a augmenté de 10 %, pour atteindre 60,0 millions d’euros. La marge d’EBIT récurrent ajusté du premier semestre 2022 a augmenté de 50 points de base par rapport à l’exercice précédent, pour atteindre 9,3 %, bénéficiant de l’activité Process Technology y compris d’octroi de licence et d’équipements propriétaires (notamment pour la chimie verte) 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 second trimestre 2022

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

Expansion des carburants renouvelables de NESTE (Singapour)

• Les activités de pré-mise en service sont en cours alors que la plus grande partie de l’installation de la tuyauterie est terminée. Les travaux électriques et d’instrumentation se poursuivent.

Deepak Phenolics – usine d’alcool isopropylique (IPA) (Inde)

• Notre technologie Badger est utilisée pour la deuxième usine d’IPA de Deepak Phenolics à Dahej, en Inde.

Projets de transport et de stockage de CO₂ de Northern Lights (Norvège)

• Loading Systems a passé avec succès les tests d’acceptation en usine sur les 3 premiers bras de chargement au monde pour le projet de stockage de CO₂ liquéfié.

Modernisation d’OMV EARTH (Autriche)

• Installation de notre technologie EARTH^® dans une usine d’hydrogène à grande échelle sur le site d’OMV à Schwechat.

LFB Arras (France)

• Première phase du projet pharmaceutique de fractionnement du plasma en voie de finalisation et la deuxième phase est en cours. Les deux phases cumulées représentent 2,5 millions d’heures de travail directes sur site.

Principaux faits commerciaux du second trimestre 2022

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

Usine OCIKUMHO 100 KTA EPICEROL^® (Malaisie)

• Accord de licence pour une usine EPICEROL^® de production d'épichlorhydrine (ECH) à partir de glycérine, dont le rendement peut aller jusqu’à 100 kilotonnes par an (kta). Utilisant une matière première biosourcée, l'unité d'OCIKUMHO sera intégrée dans un nouveau complexe de traitement, alimenté par de l’énergie hydroélectrique, à Sarawak, en Malaisie, pour desservir le marché croissant de l'ECH. OCIKUMHO sera le premier à fabriquer de l'épichlorhydrine en Malaisie.

Projet de production d’ammoniac vert d’IVERSON eFuels (Norvège)

• Sélectionné pour réaliser la conception technique d'une usine d'ammoniac vert à Sauda, Rogaland, en Norvège. La phase 1 du projet comprend une usine d'ammoniac vert incluant les utilités, les offsites et une sous-station électrique connectée au réseau électrique existant, ainsi qu'un pipeline, un système de stockage et de déchargement d'ammoniac. La production prévue d'ammoniac vert sera utilisée comme carburant pour le secteur maritime. Le projet Iverson aura une capacité initiale d'électrolyse de 300 mégawatts pour produire 600 tonnes d'ammoniac vert par jour. IVERSON eFuels AS vise une augmentation significative de la production dans le futur. IVERSON eFuels AS est une entité ad hoc à laquelle participent CIP, Hy2gen et Trafigura.

Installation de capture et de stockage du carbone d’ExxonMobil LaBarge (États-Unis)

• En consortium avec Saulsbury Industries, Technip Energies a remporté un contrat d'ingénierie, de fourniture des équipements et de construction (EPC) afin d’augmenter la capacité de capture et de stockage du carbone (CCS) à l'usine LaBarge d’Exxonmobil, dans le Wyoming, aux États-Unis. L'usine LaBarge a déjà capturé plus de CO₂ que toute autre installation dans le monde. L'usine a la capacité de capturer plus de 6 millions de tonnes métriques par an, et ce projet d'expansion permettra de capturer plus d’un million de tonnes métriques supplémentaires de CO₂ par an. L'expansion consistera en une modification de l'usine de traitement de gaz existante pour augmenter la capacité de capture du carbone et l'installation d'un pipeline pour transporter le CO₂ vers le réservoir où il sera stocké. Technip Energies sera responsable des services d'ingénierie et de fourniture des équipements, tandis que Saulsbury Industries se chargera de la construction et de l'installation du pipeline.

Viridian Lithium – projet de raffinage et de conversion de lithium (France)

• Contrat d'étude de faisabilité (« Bankable Feasibility Study »/BFS) auprès de Viridian Lithium pour la construction de la première usine de raffinage et de conversion du lithium en Europe. Située à Lauterbourg, en France, l'usine produira jusqu'à 100 000 tonnes de produits chimiques à base de lithium pour batteries – soit une quantité permettant d'alimenter 2 millions de véhicules électriques – pour permettre une chaîne d'approvisionnement de batteries sécurisée et durable pour la transition vers la mobilité électrique. Le contrat consiste en une étude de faisabilité (BFS), et un droit préférentiel sur la construction de l'usine et ses trois extensions prévues.

Collaboration stratégique avec Equinor pour accélérer le développement de l’éolien offshore flottant

• Les deux sociétés visent à développer des sous-structures SEMI d’éoliennes flottantes en acier qui contribueront à accélérer le développement technologique de l'éolien offshore flottant, réduire les coûts et de générer des opportunités de création de valeur locales. Cette collaboration s'appuie sur l'ambition commune des deux sociétés de mener l'industrialisation de l'éolien offshore flottant. En s'associant dès la première phase de conception d'un projet de parc éolien flottant, les deux sociétés entendent tirer parti de l'intégration et de l'utilisation maximale des capacités de fabrication.

Lancement commercial de GO.H₂ by T.EN™ – une suite complète de solutions flexibles pour la production d’hydrogène vert offshore

• Cette gamme de solutions – basée sur des sources d'énergie renouvelables telles que l'éolien et le solaire – est flexible avec des blocs technologiques adaptés aux besoins des clients en fonction des sous-structures, des produits (hydrogène et dérivés), des fonctionnalités et de la localisation. L'installation offshore peut être une structure fixe ou un flotteur. L'hydrogène vert est produit à l'aide d'une unité de dessalement d'eau de mer, suivi d'électrolyse et exporté à terre par une canalisation de transport ou déchargé sur un navire transporteur. Pour les environnements plus difficiles, la sous-structure peut être de type spar ou semi-submersible. Pour les fortes capacités et plus éloignées des côtes, l'hydrogène est converti par ajout d'une unité d'ammoniac ou d'hydrogène organique liquide (LOHC) et transféré vers un navire flottant de stockage et de déchargement. En ajoutant un stockage d'hydrogène et des piles à combustible, l'installation assure une alimentation électrique stable et continue pour les infrastructures pétrolières et gazières alimentées en électricité par des éoliennes. Pour des capacités plus petites, les systèmes peuvent être situés sur la sous-structure éolienne offshore flottante ou sur la sous-station. La gestion de l'intermittence est traitée dès la phase de conception jusqu'à l'architecture système adéquate et les briques technologiques, le stockage de l'énergie et de l'hydrogène et les stratégies de contrôle. En opérations, un système de gestion de l'énergie (EMS) permet d'optimiser la production en ligne grâce à des modèles de contrôle prédictifs.

Accord de développement conjoint et de collaboration avec Alterra Energy pour développer conjointement des projets de plastiques durables

• Accord de collaboration visant à intégrer la technologie de procédé de liquéfaction d'Alterra à la technologie de purification d'huile par pyrolyse de Technip Energies afin de maximiser l'adoption de matières premières recyclées et d'améliorer les solutions d'économie circulaire pour l'industrie pétrochimique mondiale. La combinaison de technologies avancées de recyclage et de purification permet un traitement et une réutilisation plus efficaces du plastique difficile à recycler. Alterra fournit une liquéfaction thermochimique innovante et brevetée, convertissant le plastique difficile à recycler en huile pyrolytique (« PyOil »). Technip Energies apporte une connaissance approfondie de la conception, de la préparation et de la purification des fours à éthylène et des vapocraqueurs pour les infrastructures de raffinage et de pétrochimie, le tout combiné dans leur technologie de purification Pure.rOil™ garantissant une intégration sûre, fiable et optimisée avec les craqueurs individuels. La combinaison des solutions des deux sociétés garantit que la PyOil recyclée d'Alterra est une matière première prête à l'emploi pour accélérer encore le remplacement de l'huile à base d'hydrocarbures par une matière première recyclée dans la production de nouveaux matériaux à base de plastique.

Corporate et autres éléments

Les coûts corporate, hors éléments non récurrents, se sont élevés à 22,9 millions d’euros au cours du premier semestre 2022. Cela inclut un effet de change favorable de 0,3 millions d’euros. A titre de comparaison, l’année précédente les coûts corporate s’élevaient à 17,6 millions d’euros.

Les charges non récurrentes ont représenté 1,9 millions d’euros, principalement lié à des dépréciations d’actifs loués et des charges de restructuration.

Les charges financières nettes, qui s’élèvent à 9,7 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.

Le taux d’imposition effectif pour le premier semestre 2022, sur une base IFRS ajustée s’est établi à 30,7 % en ligne avec le cadre financier prévu pour l’exercice 2022.

Les charges d’amortissement se sont élevées à 50,9 millions d’euros, dont 32,4 millions d’euros sont liées à la norme IFRS 16.

La trésorerie nette ajustée au 30 juin 2022 s’établit à 3,2 milliards d’euros en comparaison avec la position au 31 décembre 2021, de 3,1 milliards d’euros.

Le flux de trésorerie net a atteint 109,6 millions d’euros au cours du premier semestre 2022. Le flux de trésorerie net hors variation du fonds de roulement de 51,4 millions d'euros s’établit à 161,0 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 17,4 million d'euros. Le flux de trésorerie d’exploitation a atteint 127,0 millions d’euros.

Informations relatives à la liquidité et la notation de crédit

Les liquidités ajustées totales de 4,6 milliards d’euros au 30 juin 2022 comprennent 3,9 milliards d’euros de liquidités et 750 millions d’euros de liquidités issues de la facilité de crédit renouvelable non utilisée, qui est disponible pour un usage général et sert de garantie pour le programme de billets de trésorerie de la Société, compensées par 70 millions d’euros de billets de trésorerie en circulation.

Mise à jour de l’actionnariat

Au 31 mars 2022, TechnipFMC détenait toujours 2,2 % du capital social émis et en circulation de Technip Energies.

En avril 2022, TechnipFMC a vendu les 4 millions d’actions de Technip Energies restantes. TechnipFMC est maintenant totalement sorti du capital de Technip Energies.

Rachat d’actions

Au cours des six mois allant jusqu’au 30 juin 2022, la Société a racheté 3 504 715 de ses propres actions, pour un coût en espèces de 41 millions d’euros. Cela comprend 1 800 000 actions acquises auprès de TechnipFMC le 14 janvier 2022, ainsi que 1 496 892 actions achetées dans le cadre du programme de rachat d’actions annoncé le 22 mars 2022. Cela comprend également 207 823 actions dans le cadre de l’accord de liquidité visant à accroître la liquidité des actions de Technip Energies.

AG et dividende

Lors de l’AG 2022 le 5 mai, la première assemblée générale annuelle de la société, toutes les résolutions soumises à l’approbation des actionnaires ont été adoptées.

Toutes les résolutions de l’ordre du jour ont reçu une majorité des voix en leur faveur, y compris l’approbation par les actionnaires des États financiers 2021 et la proposition de dividende de 0,45 € par action ordinaire en circulation pour l’exercice 2021. Les résultats du vote sont disponibles à la page : https://investors.technipenergies.com/news-events/agm.

Le dividende en espèces a été payé le 20 mai 2022.

Clauses de limitation de responsabilité

Le présent communiqué est destiné à des fins d’information uniquement pour les actionnaires de Technip Energies. Ce communiqué de presse contient des informations au sens de l’article 7, paragraphe 1, du règlement européen relatif aux abus de marché. Le présent communiqué de presse n’est pas destiné à être distribué dans des juridictions qui exigent une revue réglementaire préalable et une autorisation pour distribuer un communiqué de presse de cette nature.

Déclarations prospectives

Le présent 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 déclarations prospectives concernent généralement des événements futurs et des prévisions de revenus, de bénéfices, de flux de trésorerie ou d’autres aspects des activités ou des résultats d’exploitation de Technip Energies. Les déclarations prospectives sont souvent identifiées par les mots « estimer », « s’attendre », « anticiper », « planifier », « avoir l’intention », « prévoir », « devrait », « serait », « pourrait », « peut », « estimer », « perspectives » et des expressions similaires, y compris leur forme négative. L’absence de ces mots 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 le développement et les conditions d’activité futurs et leurs effets potentiels sur Technip Energies. Bien que Technip Energies estime que ces déclarations prospectives sont raisonnables au moment où elles sont établies, il ne peut être garanti que le développement futur affectant Technip Energies sera celui que Technip Energies anticipe.

Toutes les déclarations prospectives de Technip Energies impliquent des risques et des incertitudes (dont certains sont importants ou indépendants de la volonté de Technip Energies tel que l'invasion de l’Ukraine par la Russie, les sanctions associées et l’impact qu’elles auront sur nos activités et/ou celles de nos clients menées en Russie ou liées à la Russie) et des hypothèses pouvant impliquer que les résultats réels diffèrent sensiblement 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 réels 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, et qui comprennent notamment son formulaire 20-F 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 relativement à de nouvelles informations ou des événements futurs, sauf dans la mesure requise par la loi applicable.

ANNEXE

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 %. 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.