Resultats Financiers de Technip Energies du Premier Semestre 2026

RÉSULTATS FINANCIERS DE TECHNIP ENERGIES DU PREMIER SEMESTRE 2026

Piloter le court terme ; renforcer les fondamentaux de long terme

Les prises de commandes de 12,7 milliards d'euros portent le carnet de commandes à un nouveau record de 25 milliards d'euros, soit l'équivalent de trois années de chiffre d'affaires.
Le premier semestre a été impactée par la situation au Moyen-Orient ; le chiffre d'affaires s'établit à 3,7 milliards d'euros et l'EBITDA à 212 millions d'euros après provisions.
Le flux de trésorerie disponible, hors besoin en fonds de roulement et provisions, s'élève à 183 millions d'euros, soit 86 % de conversion de l'EBITDA.
Prévisions financières conditionnelles pour 2026 par segment ajustées :

▪ Livraison de projet : chiffre d’affaires entre 5,7 et 6,3 milliards d’euros (inchangé) ; marge d’EBITDA supérieure à 5,0 % (6,5 % à 7, 5% auparavant)

▪ Technologie, produits et services : chiffre d’affaires entre 1,9 et 2,2 milliards d’euros (inchangé) ; marge d’EBITDA d’environ 15,0 % (environ 14,5 % auparavant)

Les besoins croissants en matière de souveraineté énergétique et de diversification des approvisionnements améliorent les perspectives à long terme.

Paris, le jeudi 30 juillet 2026 – Technip Energies (la « Société »), une entreprise de technologies et d’ingénierie de premier plan dans les infrastructures énergétiques et de décarbonation, annonce aujourd’hui ses résultats financiers non audités pour le premier semestre 2026.

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

« La performance de Technip Energies (T.EN) au premier semestre a reflété un environnement opérationnel particulièrement complexe. Malgré un chiffre d’affaires stable par rapport à l'année précédente, les marges d’EBITDA ont été impactées par des défis opérationnels et contractuels liés à la situation au Moyen-Orient. Dans le même temps, nous avons continué à renforcer les fondamentaux qui soutiennent notre croissance à long terme, avec un niveau exceptionnel de prises de commandes au premier semestre, un carnet de commandes en très forte hausse et une augmentation du retour aux actionnaires. »

« Au Moyen-Orient, l’ensemble des équipes de T.EN sont en sécurité, et nos projets restent pleinement mobilisés, avec une activité qui s’est stabilisée au cours du deuxième trimestre. Dans nos résultats du premier semestre, nous avons adopté une appréciation prudente de la situation, tenant compte de la poursuite du conflit et de ses effets secondaires associés. Bien que le recouvrement des coûts soit attendu grâce à des protections contractuelles solides, l'ampleur et le calendrier dépendront de l'évolution de la situation et des discussions commerciales en cours. Cela impacte nos perspectives annuelles et, en considérant que les conditions opérationnelles actuelles persistent au second semestre, nous réduisons les prévisions financières de marge de Livraison de projet. Dans le même temps, nous avons relevé nos prévisions de marge pour le segment Technologie, produits et services (TPS), suite à une solide performance au premier semestre. »

« Sur le plan commercial, nous avons enregistré une prise de commande exceptionnelle de 12,7 milliards d'euros au premier semestre, avec une croissance substantielle du segment Livraison de projet par rapport à l'année précédente. Le carnet de commandes du groupe a ainsi augmenté de plus de 50 % depuis le début de l'année, pour atteindre 25 milliards d'euros, soit environ trois fois le chiffre d'affaires annuel, confortant notre trajectoire de croissance à moyen terme. Comme attendu, les prises de commandes de l’ensemble de l’exercice devraient être très majoritairement concentrées sur le premier semestre, notamment pour le segment Livraison de projet. »

« Parmi les principaux contrats du deuxième trimestre figurent Commonwealth LNG, notre premier projet de GNL aux États-Unis reposant sur notre solution modulaire SnapLNG™, ainsi que Coral Norte FLNG au Mozambique, qui illustre notre leadership dans la liquéfaction flottante et la pertinence de notre approche fondée sur la réplication. Notre stratégie de diversification se concrétise avec près de 75 % des nouveaux contrats remportés hors du Moyen-Orient au cours des 24 derniers mois. »

« La crise du détroit d’Ormuz est en train de redessiner les investissements mondiaux dans les infrastructures énergétiques, avec une priorité donnée à la souveraineté énergétique, la diversification des approvisionnements et le développement de nouvelles routes d’exportation. Dans ce contexte, T.EN constate une augmentation des études préliminaires et une demande croissante pour des projets à exécution rapide, tandis que notre pipeline d’opportunités continue de se renforcer dans le GNL, l’offshore, les dérivés énergétiques et les carburants durables. Cette dynamique soutiendra les prises de commandes à partir de 2027 et jusqu’à la fin de la décennie, tout en renforçant notre trajectoire de croissance pour la décennie à venir. »

Chiffres clés – IFRS ajusté

(En millions €, sauf le RPA et les %)	S1 2026	S1 2025
Chiffre d’affaires	3 653,0	3 646,4
EBITDA récurrent	212,3	319,0
Marge d’EBITDA récurrent %	5,8%	8,7%
EBIT récurrent	137,5	257,4
Marge d’EBIT récurrent %	3,8%	7,1%
Résultat net	95,9	191,0
Résultat dilué par action⁽¹⁾	0,54 €	1,07 €

Prises de commandes	12 728,9	2 653,8
Carnet de commandes	25 035,0	18 036,3
Les informations financières sont présentées selon le référentiel IFRS ajusté (voir Annexe 8.0 pour la définition complète). Le rapprochement entre les agrégats IFRS et non-IFRS est fourni en Annexe. ¹Le résultat dilué par action des six premiers mois de l'année 2026 et celui des six premiers mois de l'année 2025 ont été calculés en utilisant le nombre moyen pondéré d’actions en circulation, soit respectivement 177 255 451 et 178 387 677.

Chiffres clés – IFRS

(En millions €, sauf le RPA)	S1 2026	S1 2025
Chiffre d’affaires	3 824,9	3 600,7
Résultat net	96,6	189,3
Résultat dilué par action⁽¹⁾	0,54 €	1,06 €
¹ Le résultat dilué par action des six premiers mois de l'année 2026 et celui des six premiers mois de l'année 2025 ont été calculés en utilisant le nombre moyen pondéré d’actions en circulation, soit respectivement 177 255 451 et 178 387 677.

Prévisions financières conditionnelles par segment de la Société pour l’exercice 2026 – IFRS ajusté

	Livraison de projet	Technologie, produits et services
Chiffre d’affaires	5,7 - 6,3 milliards d’euros (inchangé)	1,9 - 2,2 milliards d’euros (inchangé)
Marge d’EBITDA récurrent	>5,0 % (6,5% - 7,5% auparavant)	~15,0 % (~14,5 % auparavant)
Corporate / non affectable¹	65 - 75 millions d’euros (50 - 60 millions d’euros auparavant)
Taux d’imposition effectif¹	30 % - 32 % (26 % - 30 % auparavant)

Investissements dans des modèles d’entreprise adjacents²	< 50 millions d’euros
Les informations financières sont présentées selon le référentiel IFRS ajusté (voir Annexe 8.0 pour la définition complète). Le rapprochement entre les agrégats IFRS et non-IFRS est fourni en Annexe. Hypothèses : les conditions opérationnelles actuelles se maintiennent pour le reste de l’année. ¹ Les coûts corporate ont augmenté en raison notamment de l’impact de « ESOP 2026 », l’offre d'actionnariat salarié de la société, annoncée le 13 avril 2026. Le coût prévu (hors trésorerie) associé à ESOP 2026 est d'environ 16 millions d'euros. Le taux d’imposition effectif a augmenté, reflétant principalement une répartition des résultats défavorable, notamment des résultats imposables négatifs dans des juridictions à faible imposition pour lesquels des actifs d’impôt différé n’ont pas pu être entièrement comptabilisés. ² Les modèles économiques adjacents comprennent le Build Own Operate (BOO) et le co-développement. Depuis le troisième trimestre 2024, les coûts d’investissement sont comptabilisés comme des éléments non récurrents.

Conférence téléphonique

Technip Energies organisera une conférence téléphonique et une diffusion web sur les résultats financiers du premier semestre 2026, le jeudi 30 juillet 2026, à 14h00 CET. Numéros de téléphone :

France :+33 1 70 91 87 04

Royaume-Uni :+44 121 281 8004

États-Unis :+1 718 705 87 96

Code de la conférence :880901

L’événement sera diffusé simultanément en ligne et accessible à l’adresse suivante : T.EN S1 2026 Webcast

Contacts

Relations investisseurs

Phillip Lindsay

Vice-président, Relations investisseurs

Tél. : +44 20 7585 5051

Email : investor.relations@ten.com

Relations médias

Jason Hyonne

Responsable des relations presse et des médias sociaux

Tél. : +33 1 47 78 22 89

Email : media_@ten.com

À propos de Technip Energies

Technip Energies est une entreprise de technologies et d’ingénierie de premier plan. Leader dans le GNL, l’hydrogène, l’éthylène, la chimie durable et la gestion du CO₂, nous contribuons au développement de marchés stratégiques tels que l'énergie, les dérivés énergétiques, la décarbonation et la circularité. Nos segments d’activité complémentaires, Technologies, Produits et Services (TPS) et Livraison de Projets, transforment les innovations en réalité industrielle à grande échelle.

Animés par des valeurs de collaboration et d’excellence dans l’exécution, plus de 18 000 collaborateurs dans 35 pays s'engagent pour allier prospérité et durabilité en faveur d’un monde conçu pour durer.

Technip Energies a généré un chiffre d'affaires de 7,2 milliards d'euros en 2025 et est cotée sur Euronext Paris. La société possède également des American Depositary Receipts négociés de gré à gré.

Pour plus d'informations : www.ten.com.

Revue opérationnelle et financière

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

Les prises de commandes ajustées des six premiers mois de l'année 2026 s’élèvent à 12 729 millions d’euros, soit un ratio de renouvellement du carnet de commandes de 3,5.

Les prises de commandes ajustées annoncées au cours du deuxième trimestre 2026 comprennent la notification complète du client pour le contrat majeur¹ d’EPC avec Commonwealth LNG, une société du groupe Caturus, pour son projet d’exportation de GNL d’une capacité de 9,5 Mtpa, situé aux États-Unis, un contrat majeur² pour le projet de gaz naturel liquéfié flottant Coral Norte au Mozambique, un contrat d’EPC auprès de Power2X pour la centrale à hydrogène vert de 20 MW de Djewels aux Pays-Bas, un contrat³ auprès de Long Son Petrochemicals Co., Ltd. dans le cadre du projet d'amélioration du complexe de Long Son Petrochemicals (LSPE) situé au Vietnam, ainsi que d'autres études, contrats de services et projets de moindre ampleur.

Pour référence, les faits marquants commerciaux du premier trimestre 2026 sont inclus ici : Résultats financiers T.EN T1 202 6 .

¹Un contrat « majeur » pour Technip Energies est un contrat représentant plus d'un milliard d'euros de chiffre d'affaires.
²Ce contrat majeur s'inscrit dans la continuité des contrats annoncés précédemment et confirme la progression continue des activités de Technip Energies dans le cadre du projet Coral Norte FLNG. Ce chiffre reflète la valeur totale de l’ensemble des contrats attribués à Technip Energies dans le cadre du projet Coral Norte.
³ Ce contrat a été enregistré au premier trimestre 2026 dans le segment Technologie, Produits et Services.

(En millions €)	S1 2026	S1 2025
Prises de commandes ajustées	12 728,9	2 653,8
Livraison de projet	11 871,5	1 780,4
Technologie, produits et services	857,3	873,4
Le rapprochement entre les agrégats IFRS et non-IFRS est fourni en Annexe.

Le carnet de commandes ajusté a augmenté de 57 % par rapport au 31 décembre 2025, pour atteindre 25,0 milliards d’euros ce qui équivaut à 3,5 fois le chiffre d’affaires de l’exercice 2025.

(En millions €)	S1 2026	Exercice 2025
Carnet de commandes ajusté	25 035,0	15 955,4
Livraison de projet	23 529,5	14 436,1
Technologie, produits et services	1 505,5	1 519,2
Le rapprochement entre les agrégats IFRS et non-IFRS est fourni en Annexe. Le carnet de commandes ajusté au 30 juin 2026 a été positivement impacté par un effet de change de 195,1 millions d’euros.

Le tableau ci-dessous présente l’écoulement du carnet de commandes estimé au 30 juin 2026.

(En millions €)	Exercice 2026 (9M)	Exercice 2027	Exercices 2028 et ultérieurs
Carnet de commandes ajusté	3 731,0	6 890,7	14 413,3
Livraison de projet	3 008,4	6 480,8	14 040,3
Technologie, produits et services	722,6	409,9	373,0

Performance financière de la Société

Compte de résultat ajusté

(En millions €, sauf les %)	S1 2026	S1 2025	Variation en %
Chiffre d’affaires ajusté	3 653,0	3 646,4	—%
EBITDA récurrent ajusté	212,3	319,0	(33)%
EBIT récurrent ajusté	137,5	257,4	(47)%
Effets de la comptabilisation des acquisitions	(10,4)	—	—%
Éléments non récurrents	(30,5)	(28,6)	N/A
EBIT	96,6	228,8	(58)%
Produits (charges) financiers, nets	41,4	51,3	(19)%
Résultat (perte) avant impôt sur le résultat	138,0	280,2	(51)%
Produit (charge) d'impôt	(44,0)	(83,6)	(47)%
Résultat (perte) net	94,0	196,6	(52)%
Résultat (perte) net attribuable au Groupe Technip Energies	95,9	191,0	(50)%
Résultat (perte) net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(1,9)	5,6	N/A

Chiffres clés de l’activité commerciale

Livraison de projet – IFRS ajusté

(En millions €, sauf les % et pb)	S1 2026	S1 2025	Variation en %
Chiffre d’affaires	2 764,0	2 736,2	1 %
EBITDA récurrent	117,6	214,7	(45)%
Marge d’EBITDA récurrent %	4,3%	7,8 %	(350) pb
EBIT récurrent	84,3	187,5	(55)%
Marge d’EBIT récurrent %	3,0%	6,9 %	(390) pb
Les informations financières sont présentées selon le référentiel IFRS ajusté (voir Annexe 8.0 pour la définition complète).

Le chiffre d’affaires ajusté des six premiers mois de l'année 2026 a augmenté de 1 % par rapport à l’année précédente, atteignant 2 764,0 millions d’euros. La croissance prévue de l'activité sur les projets de GNL et de décarbonation aux États-Unis et en Europe a été en grande partie compensée par l’avancement modéré des projets au Moyen-Orient en raison des défis logistiques, ainsi que par l'évolution des taux de change, notamment le renforcement de l'euro par rapport au dollar américain.

L’EBITDA récurrent ajusté des six premiers mois de l'année 2026 a diminué de 45 % par rapport à l’année précédente pour atteindre 117,6 millions d’euros, et l’EBIT récurrent ajusté a diminué de 55 % par rapport à l’année précédente, atteignant 84,3 millions d’euros.

La marge d’EBITDA récurrent ajusté des six premiers mois de l'année 2026 a diminué par rapport à l’année précédente de 350 points de base pour atteindre 4,3 %, et la marge d’EBIT récurrent ajusté des six premiers mois de l’année 2026 a diminué de 390 points de base, atteignant 3,0 %. La baisse marquée des marges par rapport à l’année précédente reflète principalement la poursuite du conflit et ses répercussions indirectes. Cela inclut : 1) une évaluation de certains éléments litigieux qui font toujours l'objet de procédures de résolution et pour lesquels T.EN fait valoir ses droits contractuels ; et 2) comme indiqué précédemment, les coûts supplémentaires engagés par les mesures logistiques, de sécurité et de continuité des activités pour les projets au Moyen-Orient. Bien que le recouvrement de ces coûts soit attendu grâce à des protections contractuelles solides, l’ampleur et le calendrier exact de ce recouvrement dépendront de l'évolution du conflit et des résultats des discussions commerciales.

Principaux faits opérationnels du deuxième trimestre 2026

Expansion de QatarEnergy North Field (Qatar)

La mise en service du premier train de liquéfaction est en cours et la construction du second train est en cours de finalisation.

QatarEnergy North Field South (Qatar)

L'achèvement substantiel des travaux d'ingénierie et d'installation de la tuyauterie sur les supports à tuyaux est en cours.

Marsa LNG (Oman)

Début de l’installation de la tuyauterie.

Ruwais LNG (Émirats arabes unis)

Les travaux de génie civil sont bien avancés dans toutes les zones, ce qui permettra la poursuite des activités de construction.

Coral Norte (Mozambique)

Installation réussie de sept ballons de traitement clés sur un chantier naval en Chine.

Complexe d’hydrocraquage d’Assiout (Égypte)

25 millions d’heures de travail sans incident avec arrêt de travail sur site.

Unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO) de GranMorgu (Suriname)

La coque a été déplacé avec succès au sein du chantier naval CMHI et est entrée en cale sèche, une étape clé de la séquence de construction.

bp Net Zero Teesside Power (Royaume-Uni)

Les premiers équipements majeurs fournis par GE Vernova, incluant un générateur de vapeur à récupération de chaleur et une unité de condensation, sont arrivés à Teesside, au Royaume-Uni.

Principaux faits commerciaux et stratégiques du deuxième trimestre 2026

Technip Energies reçoit l’autorisation définitive pour l’exécution d’un contrat EPC majeur avec Commonwealth LNG aux États-Unis

Technip Energies a reçu la notification complète du client pour le contrat majeur¹ d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction (EPC) avec Commonwealth LNG, une société du groupe Caturus, pour son projet d’exportation de gaz naturel liquéfié (GNL) d’une capacité de 9,5 Mtpa, situé à Cameron Parish, en Louisiane (États-Unis). Cette annonce fait suite à la décision finale d’investissement (FID) du projet et permet à Technip Energies de passer des activités initiales à la phase d’exécution complète. Le périmètre du contrat comprend la livraison de six trains de liquéfaction identiques, reposant sur la solution modulaire et standardisée SnapLNG by T.EN™ de Technip Energies. En s’appuyant sur une conception unique répliquée sur l’ensemble des trains, SnapLNG by T.EN™ permet d’accélérer le calendrier d’exécution du projet et d’optimiser les coûts, tout en renforçant la prévisibilité et la fiabilité à grande échelle. Cette étape renforce la position de Technip Energies en tant que leader mondial du GNL, ayant contribué à plus de 20 % de la capacité mondiale de liquéfaction en opération. L’entreprise continue de développer son modèle d’exécution de projets modulaires et innovants dans l’ensemble du secteur.

¹Un contrat « majeur » pour Technip Energies est un contrat représentant plus d'un milliard d'euros de chiffre d'affaires.

Technip Energies remporte un contrat majeur pour le projet de gaz naturel liquéfié flottant Coral Norte au Mozambique

Technip Energies, en partenariat avec JGC et Samsung Heavy Industries, s’est vu attribuer un contrat d’ingénierie, d’approvisionnement, de construction, d’installation et de mise en service (EPCIC) par Mozambique Rovuma Venture (MRV) pour le projet Coral Norte FLNG. Ce contrat, combiné à ceux précédemment annoncés, représente un contrat majeur¹ pour l’entreprise. Le projet de gaz naturel liquéfié flottant (FLNG) Coral Norte, situé au large des côtes du Mozambique et développé par Eni et ses partenaires CNPC, ENH, XRG, et KOGAS, est conçu pour produire environ 3,6 Mtpa de GNL, doublant ainsi la capacité du pôle Coral pour la porter à 7 Mtpa. Cette expansion positionne le Mozambique parmi les trois principaux producteurs de GNL en Afrique, renforçant davantage le rôle du pays sur le marché énergétique mondial. Coral Norte est conçu comme une réplique améliorée de Coral Sul, le premier projet du bloc gazier offshore de la zone 4 au Mozambique. Cette approche de réplication tire parti de la composition commune du gaz et de la localisation en eaux profondes des deux projets, garantissant une fiabilité d’exécution et optimisant les performances, tout en s'appuyant sur les enseignements tirés de l’ingénierie et de l’intégration du premier projet. En standardisant l’exécution du projet, Technip Energies et ses partenaires proposent une exécution dé-risquée et une plus grande prévisibilité à chaque étape du projet.

¹Ce contrat majeur s'inscrit dans la continuité des contrats annoncés précédemment et confirme la progression continue des activités de Technip Energies dans le cadre du projet Coral Norte FLNG. Un contrat « majeur » pour Technip Energies est un contrat représentant plus d'un milliard d'euros de chiffre d'affaires pour l’entreprise. Ce chiffre reflète la valeur totale de l’ensemble des contrats attribués à Technip Energies dans le cadre du projet Coral Norte, incluant les contrats déjà annoncés.

Technologie, produits et services (TPS) – IFRS ajusté

(En millions €, sauf les % et pb)	S1 2026	S1 2025	Variation en %
Chiffre d’affaires	889,0	910,2	(2) %
EBITDA récurrent	136,6	137,0	—%
Marge d’EBITDA récurrent %	15,4%	15,1 %	30 pb
EBIT récurrent	95,1	102,7	(7)%
Marge d’EBIT récurrent %	10,7%	11,3 %	(60) pb
Les informations financières sont présentées selon le référentiel IFRS ajusté (voir Annexe 8.0 pour la définition complète).

Le chiffre d’affaires ajusté des six premiers mois de l'année 2026 a diminué de 2 % par rapport à l’année précédente pour atteindre 889,0 millions d’euros, en raison d'un taux de change défavorable et d'une contribution réduite des équipements propriétaires dans les projets des dérivés énergétiques, largement compensée par une forte activité dans l'assemblage de produits propriétaires de captage du carbone, par une première contribution d'AM&C au chiffre d'affaires, et par de forts volumes dans le conseil, les services d'ingénierie et les études.

L’EBITDA récurrent ajusté des six premiers mois de l'année 2026 est resté globalement stable par rapport à l’année précédente, atteignant 136,6 millions d’euros, et l’EBIT récurrent ajusté a diminué de 7 % par rapport à l’année précédente pour atteindre 95,1 millions d’euros.

La marge d’EBITDA récurrent ajusté des six premiers mois de l'année 2026 a augmenté de 30 points de base pour atteindre 15,4 %, et la marge d’EBIT récurrent ajusté a diminué de 60 points de base, atteignant 10,7 %. L’expansion de la marge par rapport à l’année précédente a été réalisée malgré une légère contraction du chiffre d’affaires, bénéficiant d’étapes clés de livraison liées aux produits propriétaires, des volumes solides des services de conseil en gestion de projets et d’assistance à maîtrise d’ouvrage (PMC) et de l'inclusion d'AM&C. Les principaux facteurs expliquant la compression de la marge d’EBIT récurrent ajusté sont liés à l’intégration d’AM&C, en particulier l’augmentation des charges d’amortissement et de dépréciation, ainsi qu’à des dépenses en recherche et développement.

Principaux faits opérationnels du deuxième trimestre 2026

Développement du projet Ecoplanta de valorisation de déchets en méthanol (Portugal)

Contrat de sous-traitance du modular-yard pour l’ingénierie, la construction et les achats liés à la modularisation, ainsi que le bon de commande principal pour les équipements à livrer au modular-yard.

Modernisation des fours d’éthylène du complexe Shell Skyline (Pays-Bas)

Réalisation du contrat d’ingénierie, de fourniture d’équipements et de fabrication (EPF) du projet Shell Skyline au Shell Chemicals Park de Moerdijk, aux Pays-Bas, modernisant les 16 fours à éthane les plus anciens du vapocraqueur.

Carbon Centric Rakkestad (Norvège)

La première installation Canopy by T.EN™ alimentée par la solution de captage du carbone Shell CANSOLV^® fonctionne avec succès à l’usine de valorisation énergétique des déchets de Rakkestad.

Principaux faits commerciaux et stratégiques du deuxième trimestre 2026

Technip Energies remporte un contrat pour le projet d'amélioration du complexe de Long Son Petrochemicals au Vietnam

Technip Energies a remporté un contrat auprès de Long Son Petrochemicals Co., Ltd. (LSP) dans le cadre du projet d'amélioration du complexe de Long Son Petrochemicals (LSPE), situé sur l'île de Long Son, au Vietnam. Ce contrat porte sur des services d'ingénierie et d'approvisionnement, une assistance sur site ainsi que la fourniture de brûleurs propriétaires pour les fours de craquage de l'installation. Le projet prévoit la conversion du vapocraqueur existant, actuellement alimenté au naphta, vers une alimentation à l'éthane, grâce aux technologies éthylène propriétaires de Technip Energies, notamment la conception de four Ultra Selective Conversion (USC^®) et le système Heat-Integrated Rectifier System (HRS^®), garantissant une haute sélectivité, une meilleure efficacité énergétique et une récupération optimisée de l'éthylène. Cette amélioration du complexe permettra d’intégrer de grandes quantités d'éthane dans le mix d'alimentation actuel, composé de naphta et de propane, avec pour objectif d'optimiser l'efficacité des matières premières, de réaliser des réductions de coûts, de réduire significativement l'intensité carbone et de renforcer la résilience à long terme du complexe face à la volatilité des marchés mondiaux. Ce projet compte parmi les premiers au monde, ces dernières années, à convertir un vapocraqueur initialement alimenté au naphta afin de le faire fonctionner à l’éthane. Il s’inscrit dans une dynamique portée par les acteurs pétrochimiques, qui privilégient la diversification des matières premières ainsi que l’adoption d’intrants à plus faible intensité carbone, afin de renforcer la sécurité des chaînes d’approvisionnement.

Ce contrat a été enregistré au premier trimestre 2026 dans le segment Technologie, Produits et Services.

Technip Energies Alterra et Neste lancent Nerea, une solution modulaire et standardisée pour le recyclage chimique des plastiques

Technip Energies, Alterra et Neste annoncent le lancement commercial de Nerea™, une nouvelle offre industrielle conçue pour accélérer le développement de projets de recyclage chimique des déchets plastiques. En passant d'une logique d’ingénierie sur mesure à un modèle standardisé, Nerea™ permet aux entreprises de traitement des déchets, aux développeurs de projets, ainsi qu'aux acteurs du raffinage et de la pétrochimie de développer là plus grande échelle la production circulaire de plastiques, avec une meilleure prévisibilité. La production mondiale de plastique a presque doublé au cours des deux dernières décennies, atteignant environ 431 millions de tonnes en 2024. Les taux de circularité ne suivent pas cette croissance, une part importante de déchets plastiques continue de finir incinérée, enfouie ou rejetée dans l'environnement. Dans le même temps, les évolutions réglementaires, en Europe notamment, renforcent la demande en matières premières recyclées. Nerea™ répond à ce défi en s'appuyant sur l'accord de collaboration signé par Technip Energies, Alterra et Neste en novembre 2024. La solution réunit la technologie de liquéfaction thermochimique d'Alterra, l'expertise de Neste en recyclage chimique, et les capacités d'ingénierie, d'exécution de projets et de modularisation de Technip Energies. La technologie d'Alterra est éprouvée et fonctionne en continu depuis plus de cinq ans à l'échelle commerciale, sur des flux réels de déchets plastiques. Standardisée et modulaire, Nerea™ réduit l'investissement initial et la complexité des projets, tout en offrant une meilleure visibilité sur les coûts et les délais. Conçue pour être mise en service rapidement dans des environnements industriels variés, l'usine Nerea™ transforme des déchets plastiques hétérogènes et difficiles à recycler en matière première de haute qualité pour l'industrie pétrochimique.

Rely s'est vu attribuer par Power2X le contrat EPC de la centrale à hydrogène vert de 20 MW de Djewels aux Pays-Bas.

Rely a remporté auprès de Power2X le contrat d'ingénierie, d'approvisionnement et de construction (EPC) pour le projet Djewels et son usine d'hydrogène vert d'une capacité de 3 000 tonnes par an située à Delfzijl, aux Pays-Bas. Ayant obtenu la décision finale d'investissement (FID) et l’ordre de démarrage des travaux (NTP), le projet intègre le module d'électrolyseur de 20 MW de l'usine standardisée Clear100+ de Rely, intégrant la technologie d'électrolyse alcaline sous pression de John Cockerill Hydrogen.

Autres principaux faits du premier trimestre 2026

Technip Energies, Airbus, Safran et Tereos s'allient pour développer un projet de production de carburants d’aviation durables en France

Technip Energies, Airbus, Safran et Tereos ont conclu un accord en vue de créer Rebound, une coentreprise destinée à développer un projet de production de carburants d’aviation durables (SAF) à l’échelle industrielle au Port de Dunkerque, dans le nord de la France. Le projet s'appuiera sur la technologie « Alcohol-to-Jet (AtJ) » pour produire environ 160 000 tonnes de SAF par an, ce qui en ferait l'une des plus grandes usines de ce type en Europe, renforçant la souveraineté énergétique européenne. Avec cet accord, les partenaires s'engagent à financer la phase de développement du projet, qui comprend les études d'ingénierie et les autres activités nécessaires pour considérer une décision finale d'investissement (FID). Le SAF est largement reconnu comme le principal levier de décarbonation du secteur aérien. En vertu du règlement « ReFuelEU Aviation » de l’Union européenne, les obligations d’incorporation de SAF augmenteront progressivement pour atteindre 6 % d'ici 2030 et 70 % d'ici 2050, entraînant une multiplication par huit de la demande entre 2030 et 2050. Parmi les voies technologiques disponibles, la technologie « Alcohol-to-Jet » est une option adaptée et compétitive à l’échelle industrielle. La filière « AtJ » convertit de l'éthanol avancé, produit à partir de résidus agricoles et forestiers, en carburants d’aviation durables pouvant être mélangés au kérosène conventionnel et utilisés dans les moteurs et les avions existants. Dans cette phase de développement du projet, Technip Energies interviendra en tant que développeur principal du projet et prestataire de services d'ingénierie, en apportant son expertise dans le développement des technologies et l'exécution de projets complexes. Airbus et Safran, leaders mondiaux de l'aérospatial, rejoignent le projet en tant que partenaires industriels, contributeurs à la sécurisation des débouchés commerciaux et acheteurs potentiels de SAF. En tant que leader européen de la production d’éthanol, Tereos, coopérative agricole française, rejoint Rebound dans le but de fournir et sécuriser l’approvisionnement en éthanol avancé nécessaire au projet. Ensemble, les quatre partenaires couvrent la chaîne de valeur, depuis l’approvisionnement en matières premières jusqu’à l’utilisation finale dans l’aviation, dans le cadre d'une initiative entièrement portée par des acteurs européens. Une étape décisive a déjà été franchie : le Port de Dunkerque a attribué à Technip Energies un site industriel dans le nord de la France qui, une fois la coentreprise finalisée, offrira à Rebound des avantages logistiques pour le transport des matières premières et des produits, ainsi qu’une procédure d'obtention des permis simplifiée. Les partenaires suivront un processus de développement structuré en plusieurs phases. Les prochaines étapes comprennent la sélection du bailleur de licence technologique, les démarches d’obtention de permis, le lancement des activités d'ingénierie d'avant-projet détaillée (pré-FEED et FEED), la finalisation des accords d'approvisionnement en matières premières et de vente de SAF, ainsi que la sécurisation du financement nécessaire à la construction de l’usine. La création de la coentreprise est soumise aux conditions de clôture et approbations d'usage, et devrait être finalisée au second semestre de cette année.

Technip Energies annonce le succès de son offre d'actionnariat salarié 2026

Technip Energies annonçait le 13 avril 2026 le lancement de ESOP 2026, une opération d'actionnariat salarié proposée à environ 18,000 salariés éligibles dans 19 pays, avec l'objectif principal d'associer les collaborateurs à la création de valeur à long-terme de la société. L’opération reposait sur deux offres :

•« ESOP Classic », permettant de souscrire à un prix décoté avec le bénéfice de l'abondement,

•« ESOP Leverage », permettant de bénéficier d'une protection de l'apport personnel, et du montant le plus élevé entre (i) un rendement minimum garanti sur la durée d'investissement et (ii) un multiple de la hausse moyenne protégée du cours de l'action Technip Energies.

Ces deux offres ont été proposées dans le cadre du plan d'épargne groupe (PEG) et du plan d'épargne groupe international (PEGI) de Technip Energies.

Le succès a été au rendez-vous pour cette première opération puisque le volume de demandes a été significativement supérieur à l’enveloppe prévue. En effet plus de 7,700 salariés ont fait le choix de souscrire à l’offre ESOP 2026 portant le taux de souscription global à 42 %.

Ce succès témoigne de la confiance et de l’adhésion des équipes à la stratégie de Technip Energies ainsi que le signe fort de leur engagement pour la création de valeur à long-terme que Technip Energies et ses collaborateurs construisent collectivement pour l’avenir. 1 935 932 nouvelles actions seront émises le 30 juillet 2026 dans le cadre de l'augmentation de capital, représentant 1,09 % du capital social émis de la Société.

Première expédition de modules vers l’Europe pour le chantier de fabrication modulaire de Technip Energies en Inde

Technip Energies India a mis en service une jetée sur son site de fabrication modulaire (MMY) de Dahej, dans l'État du Gujarat, en Inde. Il s’agit d’une étape importante marquée par l'expédition du premier lot de modules de traitement de grande capacité vers les Pays-Bas, pour le compte d'un major de l'énergie. Cette avancée souligne le rôle croissant de l'Inde en tant que pôle stratégique de fabrication et d'exportation, en phase avec la vision Make in India. Cette jetée permet d’expédier directement des modules hors gabarit, pesant jusqu’à 4 000 tonnes chacun, qui devaient auparavant être acheminés par voie terrestre, avec les contraintes que ce mode de transport comportait. Les modules sont en route vers l’Europe du Nord via la mer Rouge et le canal de Suez, assurant une liaison simple avec le reste du monde. Cette infrastructure a grandement amélioré la performance logistique en réduisant le temps de transit d’environ 15 jours par la route à seulement 48 à 72 heures. Cela génère également des économies de carburant de l’ordre de 60 à 70 %, diminuant ainsi les coûts logistiques ainsi que les émissions de carbone, en ligne avec l’engagement de Technip Energies India en faveur d’opérations durables. Construite en un temps record d’environ sept mois, cette jetée illustre une forte capacité d’exécution et une solide maîtrise technique. Elle place l’Inde au cœur de la stratégie globale de modularisation de Technip Energies, en donnant au Groupe les moyens de se positionner sur des projets internationaux complexes et de grande ampleur.

Corporate et autres éléments - IFRS ajusté

Les coûts corporate, hors éléments non récurrents, se sont élevés à 41,9 millions d’euros au cours des six premiers mois de l'année 2026 et incluaient les coûts associés à l’offre d’actionnariat salarié (« ESOP 2026 »). Hormis les impacts d’ESOP 2026, le rythme annualisé des coûts corporate est conforme à la fourchette de prévisions précédente de la Société, soit 50 à 60 millions d’euros.

Effets de la comptabilisation des acquisitions. La charge de 10,4 millions d'euros inscrite au compte de résultat reflète principalement la dépréciation et l’amortissement incrémentaux liés à l'acquisition d'AM&C en 2025. Elle résulte de la réévaluation à la juste valeur des immobilisations corporelles, du portefeuille de produits et des stocks, dans le cadre de l'allocation du prix d'acquisition. Cette charge est non monétaire et exclue de la performance récurrente de l’activité.

Les charges non récurrentes ont représenté 30,5 millions d’euros. Elles incluent les coûts engagés liés aux investissements dans les modèles d’entreprise adjacents, notamment Reju, et, dans une moindre mesure, la coentreprise Rebound, ainsi que l'intégration d'AM&C, et d'autres initiatives stratégiques et les coûts de restructuration.

Les produits financiers nets, qui s’élèvent à 41,4 millions d’euros, ont bénéficié des revenus d’intérêts générés par la trésorerie et les équivalents de trésorerie, partiellement compensés par le coût de la dette, les charges de location et les coûts liés aux pensions. L’amélioration de la tendance séquentielle par rapport au second semestre 2025 reflète des soldes de trésorerie plus élevés et l’évolution des taux d’intérêt mondiaux.

Le taux d’imposition effectif s’est établi à 31,9 % pour les six premiers mois de l'année 2026, supérieur à la fourchette de 26 % à 30 % initialement prévue pour l’exercice 2026, reflétant principalement une répartition des résultats défavorable. Cela incluait des résultats imposables négatifs dans des juridictions à faible imposition pour lesquels des actifs d’impôt différé n’ont pas pu être comptabilisés. Par conséquent, le taux d’impôt effectif pour l’exercice 2026 devrait se situer dans une fourchette de 30% à 32%.

Les charges d’amortissement se sont élevées à 81,6 millions d’euros, dont 39,5 millions d’euros sont liés à la norme IFRS 16 et 6,8 millions d’euros proviennent de la réévaluation du prix d’acquisition des immobilisations corporelles et incorporelles d’AM&C.

La trésorerie brute au 30 juin 2026 s’établissait à 4,8 milliards d’euros, par rapport à 3,8 milliards d’euros au 31 décembre 2025. La dette brute s’établissait à 1,4 milliard d’euros au 30 juin 2026, augmentant par rapport au 31 décembre 2025, en raison d'une augmentation de la dette à long terme liée à l'émission d'obligations non garanties d'un montant principal global de 500 millions d'euros à 4 % venant à échéance le 10 juin 2033. Ceci a compensé la réduction de la dette à court terme, la société ayant progressivement ramené ses titres de créance à un niveau plus normal après la transaction d'AM&C au quatrième trimestre 2025.

Le flux de trésorerie net a atteint 957,0 millions d’euros au cours des six premiers mois de l'année 2026. Le flux de trésorerie net hors variation du fonds de roulement et des provisions de 774,0 millions d'euros s’établit à 183,0 millions d’euros bénéficiant d’une solide performance opérationnelle et d’une conversion d’EBITDA récurrent ajusté continuellement élevée à 86 % (la conversion d’EBIT récurrent ajusté était à 133 %). Le flux de trésorerie disponible présenté après les dépenses d’investissement nettes est de 21,8 millions d’euros. Le flux de trésorerie d’exploitation a atteint 978,8 millions d’euros.

Informations relatives à la dette et à la liquidité - IFRS ajusté

Le 1^er juillet 2026, Technip Energies a annoncé avoir fixé le prix d'une émission d’obligations d’un montant principal total de 500 millions d’euros portant intérêt au taux de 4% et venant à échéance le 10 juin 2033 (les « Obligations »). L’offre a été sursouscrite plus de cinq fois auprès d’une large base d’investisseurs européens. Technip Energies a l’intention d’utiliser le produit net de l’émission des Obligations pour les besoins généraux de l’entreprise.

Les liquidités totales de 5,6 milliards d’euros au 30 juin 2026 comprennent 4,8 milliards d’euros de liquidités et 750 millions d’euros de liquidités issues de la facilité de crédit renouvelable non utilisée (RCF).

Rachat d’actions finalisé

Programme de rachat d’actions finalisé - Le 1^er juillet 2026, la Société a annoncé la finalisation de son programme de rachat d’actions de 150 millions d’euros, qui a été lancé suite à l'annonce du 18 mars 2026. Entre le 18 mars 2026 et le 30 juin 2026, un total de 4 246 851 actions (représentant 2,38 % du capital social de la Société) ont été rachetées à un prix moyen par action de 36,64 euros. Les actions acquises dans le cadre du programme de rachat d’actions seront utilisées aux fins suivantes : 1) réduire le capital social de la Société en annulant des actions propres ; 2) répondre aux obligations de la Société en matière de plans d’intéressement en actions.

Assemblée générale et dividende

Lors de l’assemblée générale annuelle (AGA) de la société, le 5 mai 2026, 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. Chaque résolution a été adoptée à plus de 84% de voix, y compris l’approbation par les actionnaires des comptes de 2025 et la proposition de dividende de 1,00 euro par action ordinaire en circulation pour l’exercice 2025. La documentation relative à l’Assemblée générale et les résultats du vote sont disponibles sur le site de T.EN: Assemblée générale annuelle 202 6 .

Le dividende en espèces a été payé le 20 mai 2026.

Déclarations prospectives

Le présent communiqué de presse contient des déclarations prospectives qui reflètent les intentions, les convictions ou les attentes et projections actuelles de Technip Energies (la « Société ») concernant les résultats d’exploitation futurs de la Société, les revenus anticipés, les bénéfices, les flux de trésorerie, la situation financière, la liquidité, la performance, les perspectives, la croissance anticipée, les stratégies et les opportunités, ainsi que les marchés sur lesquels la Société opère. Les déclarations prospectives sont souvent identifiées par les mots « croire », « s’attendre à », « anticiper », « planifier », « avoir l’intention », « prévoir », « devrait », « pourrait », « peut », « estimer », « perspectives », et des expressions similaires, y compris la forme négative de celles-ci. L’absence de ces mots ne signifie toutefois pas que les déclarations ne sont pas prospectives. Ces déclarations prospectives sont basées sur les attentes, convictions et hypothèses actuelles de la Société concernant les développements et conditions commerciales futurs et leur effet potentiel sur la Société. Bien que la Société estime que ces déclarations prospectives sont raisonnables au moment où elles sont émises, il n’y a aucune garantie que les développements futurs affectant la Société seront ceux que la Société anticipe.

Toutes les déclarations prospectives de la Société impliquent des risques et des incertitudes, dont certains sont significatifs ou indépendants de la volonté de la Société, ainsi que des hypothèses qui pourraient faire en sorte que les résultats réalisés diffèrent sensiblement de l’expérience historique de la Société et des attentes ou projections actuelles de la Société. Si un ou plusieurs de ces risques ou incertitudes se matérialisaient, ou si les hypothèses sous-jacentes s’avéraient incorrectes, les résultats réels pourraient différer sensiblement de ceux énoncés dans les déclarations prospectives.

Pour plus d’informations sur les facteurs importants connus susceptibles d’entraîner une différence entre les résultats réels et les résultats projetés, veuillez consulter les facteurs de risque de la Société énoncés dans le Rapport Financier Annuel 2025 déposé le 10 mars 2026 auprès de l’Autoriteit Financiële Markten (AFM) aux Pays-Bas et de l’Autorité des marchés financiers (AMF) en France, qui comprend une analyse des facteurs qui pourraient affecter la performance future de la Société et des marchés sur lesquels la Société opère.

Les déclarations prospectives comportent des risques et des incertitudes inhérents et ne sont valables qu’à la date à laquelle elles sont faites. La Société ne s’engage pas à mettre à jour les déclarations prospectives à la lumière de nouvelles informations ou d’événements futurs et ne le fera pas nécessairement, sauf dans la mesure requise par la loi applicable.

ANNEXE

ANNEXE 1.0 : COMPTE DE RÉSULTAT AJUSTÉ - PREMIER SEMESTRE 2026

(En millions €)	Livraison de projet		Technologie, produits et services		Corporate/non affectable		Total
(En millions €)	S1 26	S1 25	S1 26	S1 25	S1 26	S1 25	S1 26	S1 25
Chiffre d’affaires ajusté	2 764,0	2 736,2	889,0	910,2	—	—	3 653,0	3 646,4
EBITDA récurrent ajusté	117,6	214,7	136,6	137,0	(41,9)	(32,8)	212,3	319,0
Marge d’EBITDA récurrent ajusté en %	4,3%	7,8%	15,4%	15,1%	— %	— %	5,8%	8,7%
Dotations aux amortissements ajustées	(33,3)	(27,2)	(48,2)	(34,3)	—	—	(81,6)	(61,6)
Effets de la comptabilisation des acquisitions			6,8				6,8	—
EBIT récurrent ajusté	84,3	187,5	95,1	102,7	(41,9)	(32,8)	137,5	257,4
Marge d’EBIT récurrent ajusté en %	3,0%	6,9%	10,7%	11,3%	— %	— %	3,8%	7,1%
Effets de la comptabilisation des acquisitions			(10,4)				(10,4)	—
Résultat non récurrent	(12,7)	(9,7)	(13,4)	(13,7)	(4,4)	(5,2)	(30,5)	(28,6)
EBIT	71,6	177,8	71,4	89,0	(46,3)	(38,0)	96,6	228,8
Produits financiers							60,8	69,3
Charges financières							(19,4)	(18,0)
Résultat (perte) avant impôt sur le résultat							138,0	280,2
Produit (charge) d'impôt							(44,0)	(83,6)
Résultat (perte) net							94,0	196,6
Résultat (perte) net attribuable au Groupe Technip Energies							95,9	191,0
Résultat (perte) net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle							(1,9)	5,6

ANNEXE 1.1 : COMPTE DE RÉSULTAT AJUSTÉ - DEUXIÈME TRIMESTRE 2026

(En millions €)	Livraison de projet		Technologie, produits et services		Corporate/non affectable		Total
(En millions €)	T2 26	T2 25	T2 26	T2 25	T2 26	T2 25	T2 26	T2 25
Chiffre d’affaires ajusté	1 423,0	1 333,5	448,1	459,8	—	—	1 871,0	1 793,3
EBITDA récurrent ajusté	23,8	100,9	69,0	71,7	(29,2)	(15,7)	63,5	156,9
Marge d’EBITDA récurrent ajusté en %	1,7%	7,6%	15,4%	15,6%	—%	—%	3,4%	8,7%
Dotations aux amortissements ajustées	(16,1)	(14,6)	(26,6)	(17,0)	—	0,3	(42,8)	(31,2)
Effets de la comptabilisation des acquisitions			6,8				6,8	—
EBIT récurrent ajusté	7,6	86,3	49,1	54,7	(29,2)	(15,4)	27,5	125,7
Marge d’EBIT récurrent ajusté en %	0,5%	6,5%	11,0%	11,9%	—%	—%	1,5%	7,0%
Effets de la comptabilisation des acquisitions			(10,4)				(10,4)	—
Résultat non récurrent	(7,6)	(6,3)	(6,9)	(9,3)	(1,2)	(3,1)	(15,6)	(18,7)
EBIT	0,1	80,0	31,9	45,4	(30,4)	(18,4)	1,5	107,0
Produits financiers							30,1	34,2
Charges financières							(10,0)	(8,6)
Résultat (perte) avant impôt sur le résultat							21,7	132,6
Produit (charge) d'impôt							(11,1)	(41,1)
Résultat (perte) net							10,5	91,5
Résultat (perte) net attribuable au Groupe Technip Energies							11,4	90,0
Résultat (perte) net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle							(0,8)	1,5

ANNEXE 1.2 : COMPTE DE RÉSULTAT - RAPPROCHEMENT ENTRE LES COMPTES IFRS ET LES COMPTES AJUSTÉS - PREMIER SEMESTRE 2026

(En millions €)	S1 26 IFRS	Ajustements	S1 26 Ajusté
Chiffre d’affaires	3 824,9	(171,9)	3 653,0
Charges et coûts
Coût des ventes	(3 504,7)	192,6	(3 312,0)
Frais de vente, généraux et administratifs	(194,3)	(7,1)	(201,4)
Frais de recherche et développement	(29,5)	(3,1)	(32,6)
Dépréciations, frais de restructuration et autres charges	(27,8)	—	(27,8)
Coûts d'acquisition et d'intégration	(2,7)	—	(2,7)
Autres produits (charges) opérationnels, nets	19,3	2,8	22,1
Résultat opérationnel	85,3	13,2	98,5
Quote-part dans les résultats des entités mises en équivalence	14,1	(15,9)	(1,8)
Résultat (perte) avant produits (charges) financiers nets et impôt sur le résultat	99,4	(2,8)	96,6
Produits financiers	58,2	2,6	60,8
Charges financières	(18,5)	(0,9)	(19,4)
Résultat (perte) avant impôt sur le résultat	139,1	(1,1)	138,0
Produit (charge) d'impôt	(44,5)	0,5	(44,0)
Résultat (perte) net	94,7	(0,7)	94,0
Résultat (perte) net attribuable au Groupe Technip Energies	96,6	(0,7)	95,9
Résultat (perte) net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(1,9)	—	(1,9)

ANNEXE 1.3 : COMPTE DE RÉSULTAT - RAPPROCHEMENT ENTRE LES COMPTES IFRS ET LES COMPTES AJUSTÉS - PREMIER SEMESTRE 2025

(En millions €)	S1 25 IFRS	Ajustements	S1 25 Ajusté
Chiffre d’affaires	3 600,7	45,7	3 646,4
Charges et coûts
Coût des ventes	(3 104,5)	(47,4)	(3 151,9)
Frais de vente, généraux et administratifs	(194,6)	(1,1)	(195,7)
Frais de recherche et développement	(28,5)	—	(28,5)
Dépréciations, frais de restructuration et autres charges	(28,6)	—	(28,6)
Autres produits (charges) opérationnels, nets	(9,9)	(0,2)	(10,1)
Résultat opérationnel	234,6	(2,9)	231,7
Quote-part dans les résultats des entités mises en équivalence	(5,6)	2,7	(2,9)
Résultat (perte) avant produits (charges) financiers nets et impôt sur le résultat	229,0	(0,2)	228,8
Produits financiers	66,7	2,6	69,3
Charges financières	(17,6)	(0,4)	(18,0)
Résultat (perte) avant impôt sur le résultat	278,1	2,1	280,2
Produit (charge) d'impôt	(83,2)	(0,4)	(83,6)
Résultat (perte) net	194,9	1,7	196,6
Résultat (perte) net attribuable au Groupe Technip Energies	189,3	1,7	191,0
Résultat (perte) net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	5,6	—	5,6

ANNEXE 1.4 : COMPTE DE RÉSULTAT - RAPPROCHEMENT ENTRE LES COMPTES IFRS ET LES COMPTES AJUSTÉS - DEUXIÈME TRIMESTRE 2026

(En millions €)	T2 26 IFRS	Ajustements	T2 26 Ajusté
Chiffre d’affaires	2 035,0	(164,0)	1 871,0
Charges et coûts
Coût des ventes	(1 904,6)	174,4	(1 730,2)
Frais de vente, généraux et administratifs	(113,0)	(3,6)	(116,6)
Frais de recherche et développement	(15,7)	(1,8)	(17,5)
Dépréciations, frais de restructuration et autres charges	(15,4)	—	(15,4)
Coûts d'acquisition et d'intégration	(0,2)	—	(0,2)
Autres produits (charges) opérationnels, nets	8,8	3,2	12,0
Résultat opérationnel	(5,3)	8,5	3,2
Quote-part dans les résultats des entités mises en équivalence	9,2	(10,9)	(1,7)
Résultat (perte) avant produits (charges) financiers nets et impôt sur le résultat	3,9	(2,4)	1,5
Produits financiers	28,6	1,5	30,1
Charges financières	(9,5)	(0,5)	(10,0)
Résultat (perte) avant impôt sur le résultat	23,0	(1,3)	21,7
Produit (charge) d'impôt	(11,7)	0,6	(11,1)
Résultat (perte) net	11,3	(0,8)	10,5
Résultat (perte) net attribuable au Groupe Technip Energies	12,1	(0,7)	11,4
Résultat (perte) net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(0,8)	—	(0,8)

ANNEXE 1.5 : COMPTE DE RÉSULTAT - RAPPROCHEMENT ENTRE LES COMPTES IFRS ET LES COMPTES AJUSTÉS - DEUXIÈME TRIMESTRE 2025

(En millions €)	T2 25 IFRS	Ajustements	T2 25 Ajusté
Chiffre d’affaires	1 774,7	18,6	1 793,3
Charges et coûts
Coût des ventes	(1 524,6)	(23,8)	(1 548,4)
Frais de vente, généraux et administratifs	(96,1)	(0,5)	(96,6)
Frais de recherche et développement	(14,4)	—	(14,4)
Dépréciations, frais de restructuration et autres charges	(18,7)	—	(18,7)
Coûts d'acquisition et d'intégration	—	—	—
Autres produits (charges) opérationnels, nets	(7,6)	1,2	(6,4)
Résultat opérationnel	113,3	(4,5)	108,8
Quote-part dans les résultats des entités mises en équivalence	(9,5)	7,8	(1,7)
Résultat (perte) avant produits (charges) financiers nets et impôt sur le résultat	103,8	3,2	107,0
Produits financiers	32,9	1,3	34,2
Charges financières	(8,2)	(0,4)	(8,6)
Résultat (perte) avant impôt sur le résultat	128,5	4,1	132,6
Produit (charge) d'impôt	(40,2)	(0,9)	(41,1)
Résultat (perte) net	88,2	3,3	91,5
Résultat (perte) net attribuable au Groupe Technip Energies	86,7	3,3	90,0
Résultat (perte) net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	1,5	—	1,5

ANNEXE 2.0 : ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE AJUSTÉ

(En millions €)	S1 26	Exercice 25
Goodwill	2 158,4	2 150,9
Immobilisations incorporelles	208,4	203,6
Immobilisations corporelles	376,1	404,9
Droit d’utilisation	250,2	223,9
Entités mises en équivalence	10,7	12,2
Autres actifs non courants	372,5	345,9
Total de l'actif non courant	3 376,3	3 341,4
Créances commerciales	1 266,9	1 407,1
Actifs contractuels	345,8	384,0
Autres actifs courants	988,1	961,5
Trésorerie et équivalents de trésorerie	4 819,5	3 843,0
Total de l'actif courant	7 420,2	6 595,8
Total de l'actif	10 796,6	9 937,2
Total des capitaux propres	2 063,4	2 268,9
Dette à long terme, moins la part courante	1 177,0	681,9
Passif locatif	218,8	197,3
Indemnités de retraite et autres prestations complémentaires de retraite, moins la part courante	90,0	84,9
Autres passifs non courants	109,9	111,7
Total du passif non courant	1 595,7	1 081,0
Dette à court terme	220,0	333,6
Passif locatif	62,0	61,7
Dettes fournisseurs	1 546,4	1 480,5
Passifs sur contrats	4 403,5	3 890,5
Autres passifs courants	905,5	817,1
Total du passif courant	7 137,4	6 587,3
Total du passif	8 733,1	7 668,3
Total des capitaux propres et du passif	10 796,6	9 937,2

ANNEXE 2.1 : ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE - RAPPROCHEMENT ENTRE LES COMPTES IFRS ET LES COMPTES AJUSTÉS - PREMIER SEMESTRE 2026

(En millions €)	S1 26 IFRS	Ajustements	S1 26 Ajusté
Goodwill	2 137,6	20,8	2 158,4
Immobilisations incorporelles	187,8	20,6	208,4
Immobilisations corporelles	288,6	87,5	376,1
Droit d’utilisation	245,9	4,3	250,2
Entités mises en équivalence	327,1	(316,4)	10,7
Autres actifs non courants	368,1	4,4	372,5
Total de l'actif non courant	3 555,1	(178,8)	3 376,3
Créances commerciales	1 227,3	39,6	1 266,9
Actifs contractuels	340,5	5,3	345,8
Autres actifs courants	891,6	96,5	988,1
Trésorerie et équivalents de trésorerie	4 490,4	329,1	4 819,5
Total de l'actif courant	6 949,8	470,4	7 420,2
Total de l'actif	10 504,9	291,7	10 796,6
Total des capitaux propres	2 064,1	(0,7)	2 063,4
Dette à long terme, moins la part courante	1 175,1	1,9	1 177,0
Passif locatif	215,0	3,8	218,8
Indemnités de retraite et autres prestations complémentaires de retraite, moins la part courante	88,9	1,1	90,0
Autres passifs non courants	252,1	(142,2)	109,9
Total du passif non courant	1 731,1	(135,4)	1 595,7
Dette à court terme	175,8	44,2	220,0
Passif locatif	61,5	0,5	62,0
Dettes fournisseurs	1 414,5	131,9	1 546,4
Passifs sur contrats	4 158,3	245,2	4 403,5
Autres passifs courants	899,6	5,9	905,5
Total du passif courant	6 709,7	427,7	7 137,4
Total du passif	8 440,8	292,3	8 733,1
Total des capitaux propres et du passif	10 504,9	291,7	10 796,6

ANNEXE 2.2 : ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE - RAPPROCHEMENT ENTRE LES COMPTES IFRS ET LES COMPTES AJUSTÉS - PREMIER SEMESTRE 2025

(En millions €)	S1 25 IFRS	Ajustements	S1 25 Ajusté
Goodwill	2 078,3	—	2 078,3
Immobilisations incorporelles	148,3	—	148,3
Immobilisations corporelles	157,7	1,2	158,9
Droit d’utilisation	223,5	0,5	224,0
Entités mises en équivalence	98,6	(86,0)	12,6
Autres actifs non courants	325,2	(2,4)	322,8
Total de l'actif non courant	3 031,6	(86,7)	2 944,9
Créances commerciales	1 155,1	(71,2)	1 083,9
Actifs contractuels	470,2	110,0	580,2
Autres actifs courants	761,7	25,7	787,4
Trésorerie et équivalents de trésorerie	3 879,1	136,6	4 015,7
Total de l'actif courant	6 266,1	201,1	6 467,2
Total de l'actif	9 297,7	114,4	9 412,1
Total des capitaux propres	2 162,9	1,6	2 164,5
Dette à long terme, moins la part courante	637,9	3,8	641,7
Passif locatif	200,3	—	200,3
Indemnités de retraite et autres prestations complémentaires de retraite, moins la part courante	86,7	1,0	87,7
Autres passifs non courants	252,9	(105,5)	147,4
Total du passif non courant	1 177,8	(100,7)	1 077,1
Dette à court terme	84,7	19,8	104,5
Passif locatif	63,8	0,4	64,2
Dettes fournisseurs	1 460,8	123,9	1 584,7
Passifs sur contrats	3 540,0	73,1	3 613,1
Autres passifs courants	807,7	(3,7)	804,0
Total du passif courant	5 957,0	213,5	6 170,5
Total du passif	7 134,8	112,8	7 247,6
Total des capitaux propres et du passif	9 297,7	114,4	9 412,1

ANNEXE 3.0 : ÉTAT DES FLUX DE TRÉSORERIE AJUSTÉ

(En millions €)	S1 26	S1 25
Résultat (perte) net	94,0	196,6
Variation du besoin en fonds de roulement et des provisions	774,0	10,1
Éléments sans effet de trésorerie et autres	110,8	159,1
Trésorerie provenant des/(requise par les) activités d’exploitation	978,8	365,8
Acquisition d'immobilisations corporelles et incorporelles	(33,4)	(34,0)
Acquisition d'actifs financiers	(8,0)	(4,4)
Produits des cessions d’actifs	11,6	0,4
Produits des cessions de filiales, déduction faite de la trésorerie cédée	(0,1)	(0,7)
Autres	—	0,2
Trésorerie provenant des/(requise par les) activités d’investissement	(30,0)	(38,5)
Augmentation (diminution) nette de la dette à long et court terme et des billets de trésorerie	363,0	8,4
Rachat d'actions propres	(146,6)	—
Dividendes versés aux actionnaires	(175,8)	(150,2)
Remboursement des passifs locatifs	(38,2)	(39,8)
Autres (y compris les dividendes versés aux intérêts minoritaires)	(15,3)	(17,7)
Trésorerie provenant des/(requise par les) activités de financement	(12,8)	(199,3)
Effet des variations des taux de change sur la trésorerie et les équivalents de trésorerie	40,5	(170,3)
(Diminution) augmentation de la trésorerie et des équivalents de trésorerie	976,5	(42,3)
Trésorerie et équivalents de trésorerie, début de période	3 843,0	4 058,0
Trésorerie et équivalents de trésorerie, fin de période	4 819,5	4 015,7

ANNEXE 3.1 : ÉTAT DES FLUX DE TRÉSORERIE - RAPPROCHEMENT ENTRE LES COMPTES IFRS ET LES COMPTES AJUSTÉS - PREMIER SEMESTRE 2026

(En millions €)	S1 26 IFRS	Ajustements	S1 26 Ajusté
Résultat (perte) net	94,7	(0,7)	94,0
Variation du besoin en fonds de roulement et des provisions	674,4	99,6	774,0
Éléments sans effet de trésorerie et autres	111,3	(0,5)	110,8
Trésorerie provenant des/(requise par les) activités d’exploitation	880,3	98,4	978,8
Acquisition d'immobilisations corporelles et incorporelles	(31,7)	(1,7)	(33,4)
Acquisition d'actifs financiers	(8,0)	—	(8,0)
Produits des cessions d’actifs	11,6	—	11,6
Produits des cessions de filiales, déduction faite de la trésorerie cédée	(0,1)	—	(0,1)
Trésorerie provenant des/(requise par les) activités d’investissement	(28,2)	(1,7)	(30,0)
Augmentation (diminution) nette de la dette à long et court terme et des billets de trésorerie	331,0	32,0	363,0
Rachat d'actions propres	(146,6)	—	(146,6)
Dividendes versés aux actionnaires	(175,8)	—	(175,8)
Remboursement des passifs locatifs	(37,9)	(0,3)	(38,2)
Autres (y compris les dividendes versés aux intérêts minoritaires)	(15,3)	—	(15,3)
Trésorerie provenant des/(requise par les) activités de financement	(44,6)	31,8	(12,8)
Effet des variations des taux de change sur la trésorerie et les équivalents de trésorerie	39,4	1,1	40,5
(Diminution) augmentation de la trésorerie et des équivalents de trésorerie	846,9	129,6	976,5
Trésorerie et équivalents de trésorerie, début de période	3 643,5	199,5	3 843,0
Trésorerie et équivalents de trésorerie, fin de période	4 490,4	329,1	4 819,5

ANNEXE 3.2 : ÉTAT DES FLUX DE TRÉSORERIE - RAPPROCHEMENT ENTRE LES COMPTES IFRS ET LES COMPTES AJUSTÉS - PREMIER SEMESTRE 2025

(En millions €)	S1 25 IFRS	Ajustements	S1 25 Ajusté
Résultat (perte) net	194,9	1,7	196,6
Variation du besoin en fonds de roulement et des provisions	84,1	(74,0)	10,1
Éléments sans effet de trésorerie et autres	178,1	(19,0)	159,1
Trésorerie provenant des/(requise par les) activités d’exploitation	457,1	(91,3)	365,8
Acquisition d'immobilisations corporelles et incorporelles	(34,0)	—	(34,0)
Acquisition d'actifs financiers	(4,4)	—	(4,4)
Produits des cessions d’actifs	0,4	—	0,4
Produits des cessions de filiales, déduction faite de la trésorerie cédée	(0,7)	—	(0,7)
Autres	0,2	—	0,2
Trésorerie provenant des/(requise par les) activités d’investissement	(38,5)	—	(38,5)
Augmentation (diminution) nette de la dette à long et court terme et des billets de trésorerie	(14,2)	22,6	8,4
Dividendes versés aux actionnaires	(150,2)	—	(150,2)
Règlements d’un passif financier obligatoirement rachetable	(0,5)	0,5	—
Remboursement des passifs locatifs	(39,4)	(0,4)	(39,8)
Autres (y compris les dividendes versés aux intérêts minoritaires)	(17,7)	—	(17,7)
Trésorerie provenant des/(requise par les) activités de financement	(222,1)	22,8	(199,3)
Effet des variations des taux de change sur la trésorerie et les équivalents de trésorerie	(164,2)	(6,1)	(170,3)
(Diminution) augmentation de la trésorerie et des équivalents de trésorerie	32,4	(74,7)	(42,3)
Trésorerie et équivalents de trésorerie, début de période	3 846,7	211,3	4 058,0
Trésorerie et équivalents de trésorerie, fin de période	3 879,1	136,6	4 015,7

ANNEXE 4.0 : INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE AJUSTÉS - PREMIER SEMESTRE 2026

(En millions €, sauf les %)	S1 26	% du chiffre d’affaires	S1 25	% du chiffre d’affaires
Chiffre d’affaires ajusté	3 653,0		3 646,4
Coût des ventes	(3 301,3)	90,4%	(3 151,9)	86,4%
Marge brute ajustée	351,7	9,6%	494,5	13,6%
EBITDA récurrent ajusté	212,3	5,8%	319,0	8,7%
Dotations aux amortissements et dépréciations	(81,6)		(61,6)
Effets de la comptabilisation des acquisitions	6,8		—
EBIT récurrent ajusté	137,5	3,8%	257,4	7,1%
Effets de la comptabilisation des acquisitions	(10,4)		—
Éléments non récurrents	(30,5)		(28,6)
Résultat (perte) ajusté avant produits (charges) financiers nets et impôt sur le résultat	96,6	2,6%	228,8	6,3%
Produits (charges) financiers, nets	41,4		51,3
Résultat (perte) ajusté avant impôts	138,0	3,8%	280,2	7,7%
Produit (charge) d'impôt	(44,0)		(83,6)
Résultat (perte) net ajusté	94,0	2,6%	196,6	5,4%

ANNEXE 4.1 : INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE AJUSTÉS - DEUXIÈME TRIMESTRE 2026

(En millions €, sauf les %)	T2 26	% du chiffre d’affaires	T2 25	% du chiffre d’affaires
Chiffre d’affaires ajusté	1 871,0		1 793,3
Coût des ventes	(1 719,5)	91,9%	(1 548,4)	86,3%
Marge brute ajustée	151,5	8,1%	244,9	13,7%
EBITDA récurrent ajusté	63,5	3,4%	156,9	8,7%
Dotations aux amortissements et dépréciations	(42,8)		(31,2)
Effets de la comptabilisation des acquisitions	6,8		—
EBIT récurrent ajusté	27,5	1,5%	125,7	7,0%
Effets de la comptabilisation des acquisitions	(10,4)		—
Éléments non récurrents	(15,6)		(18,7)
Résultat (perte) ajusté avant produits (charges) financiers nets et impôt sur le résultat	1,5	0,1%	107,0	6,0%
Produits (charges) financiers, nets	20,1		25,6
Résultat (perte) ajusté avant impôts	21,7	1,2%	132,6	7,4%
Produit (charge) d'impôt	(11,1)		(41,1)
Résultat (perte) net ajusté	10,5	0,6%	91,5	5,1%

ANNEXE 5.0 : RAPPROCHEMENT DE L’EBIT ET DE L’EBITDA RÉCURRENTS AJUSTÉS - PREMIER SEMESTRE 2026

(En millions €)	Livraison de projet		Technologie, produits et services		Corporate/non affectable		Total
(En millions €)	S1 26	S1 25	S1 26	S1 25	S1 26	S1 25	S1 26	S1 25
Chiffre d’affaires	2 764,0	2 736,2	889,0	910,2	—	—	3 653,0	3 646,4
Résultat (perte) avant produits (charges) financiers nets et impôt sur le résultat							96,6	228,8
Éléments non récurrents
Autres produits/(charges) non récurrents							30,5	28,6
EBIT récurrent ajusté	84,3	187,5	95,1	102,7	(41,9)	(32,8)	137,5	257,4
Marge d’EBIT récurrent ajusté en %	3,0%	6,9%	10,7%	11,3%	—%	—%	3,8%	7,1%
Dotations aux amortissements ajustées	(33,3)	(27,2)	(48,2)	(34,3)	—	—	(81,6)	(61,6)
EBITDA récurrent ajusté	117,6	214,7	136,6	137,0	(41,9)	(32,8)	212,3	319,0
Marge d’EBITDA récurrent ajusté en %	4,3%	7,8%	15,4%	15,1%	— %	— %	5,8%	8,7%

ANNEXE 5.1 : RAPPROCHEMENT DE L’EBIT ET DE L’EBITDA RÉCURRENTS AJUSTÉS - DEUXIÈME TRIMESTRE 2026

(En millions €, sauf les %)	Livraison de projet		Technologie, produits et services		Corporate/non affectable		Total
(En millions €, sauf les %)	T2 26	T2 25	T2 26	T2 25	T2 26	T2 25	T2 26	T2 25
Chiffre d’affaires	1 423,0	1 333,5	448,1	459,8	—	—	1 871,0	1 793,3
Résultat (perte) avant produits (charges) financiers nets et impôt sur le résultat							1,5	107,0
Éléments non récurrents
Autres produits/(charges) non récurrents							15,6	18,7
EBIT récurrent ajusté	7,6	86,3	49,1	54,7	(29,2)	(15,4)	27,5	125,7
Marge d’EBIT récurrent ajusté en %	0,5%	6,5%	11,0%	11,9%	—%	—%	1,5%	7,0%
Dotations aux amortissements ajustées	(16,1)	(14,6)	(26,6)	(17,0)	—	0,3	(42,8)	(31,2)
EBITDA récurrent ajusté	23,8	100,9	69,0	71,7	(29,2)	(15,7)	63,5	156,9
Marge d’EBITDA récurrent ajusté en %	1,7%	7,6%	15,4%	15,6%	—%	—%	3,4%	8,7%

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

(En millions €)	S1 26 IFRS	Ajustements	S1 26 Ajusté
Livraison de projet	23 082,3	447,2	23 529,5
Technologie, produits et services	1 497,0	8,5	1 505,5
Total	24 579,3		25 035,0

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

(En millions €)	S1 26 IFRS	Ajustements	S1 26 Ajusté
Livraison de projet	11 282,0	589,6	11 871,5
Technologie, produits et services	821,2	36,1	857,3
Total	12 103,2		12 728,9

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 :

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 de la Société du chiffre d’affaires des coentreprises des projets les plus significatifs a été incluse : le chiffre d’affaires d’ENI CORAL FLNG, NFE et Zeolyst est inclus à 50 %, le chiffre d’affaires de BAPCO Sitra Refinery est inclus à 36 %, le chiffre d’affaires du projet GranMorgu est inclus à 48% et celui du projet Ruwais à 40%. La Société estime que la présentation de la part proportionnelle du chiffre d’affaires provenant des coentreprises 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.

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 pour leur part respective les entités de projet de construction incorporées qui ne sont pas entièrement détenues par Technip Energies (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 (tels que les dépenses ne relevant pas du cours normal de l’activité, incluant les dépenses de restructuration, les frais découlant de litiges importants, les coûts liés à des initiatives stratégiques et aux investissements dans des modèles d’entreprise adjacents, ainsi que les coûts liés aux regroupements d’entreprises, y compris les impacts de l’allocation du prix d’acquisition). La Société estime que l’exclusion de ces charges ou produits de ces mesures financières permet aux investisseurs et à la direction d’évaluer 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 les éléments exclus.

L’EBITDA récurrent ajusté : correspond à l’EBIT récurrent ajusté, tel que décrit ci-dessus, après déduction des charges d’amortissement.

La trésorerie (dette) nette ajustée : reflète la trésorerie et les équivalents de trésorerie, nets de dette (y compris la dette à court terme), tels qu’ajustés selon la méthode décrite dans la section chiffre d’affaires ajusté. La direction utilise cet IAP pour évaluer la structure du capital et l’effet de levier financier de la Société. La Société estime que la Trésorerie (dette) nette ajustée 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.

Le carnet de commandes ajusté : Le carnet de commandes est calculé comme la valeur de ventes estimée des commandes de clients confirmées et non exécutées 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 et deux sociétés affiliées de la joint-venture NFE). le carnet de commandes ajusté inclus le projet GranMorgu à 48% et le projet Ruwais à 40%. 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.

Les prises de commandes ajustées : Les prises de commandes correspondent aux contrats signés qui sont entrés en vigueur pendant la période couverte à la date de clôture. Les prises de commandes ajustées ajoutent la part proportionnelle des commandes signées liées aux sociétés mises en équivalence (ENI Coral FLNG, BAPCO Sitra Refinery et deux sociétés affiliées de la joint-venture NFE). 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