TechnipFMC annonce ses résultats du deuxième trimestre 2017

• La société a publié un résultat net de 164,9 millions de dollars et un EBITDA ajusté de 501,3 millions de dollars
• Le bénéfice par action dilué a été de 0,35 dollar; hors charges et crédits d’un montant de 0,10 dollar par action, le bénéfice par action dilué ajusté s'est élevé à 0,45 dollar
• Les prises de commandes ont représenté un montant de 3,2 milliards de dollars, dont 1,8 milliard de dollars pour le segment Subsea et 1,1 milliard de dollars pour le segment Onshore/Offshore

LONDRES & PARIS & HOUSTON--(BUSINESS WIRE)--Regulatory News:

TechnipFMC plc (Paris:FTI) (NYSE:FTI) (ISIN:GB00BDSFG982) (NYSE et Euronext : FTI) a publié aujourd’hui ses résultats pour le second trimestre de 2017.

Le résultat net global de la société a atteint 164,9 millions de dollars. Malgré la baisse du chiffre d’affaires, le résultat d’exploitation et l’EBITDA ajusté des segments d’activité se sont améliorés par rapport à l’exercice précédent. L’EBITDA ajusté, hors charges et crédits, a atteint 501,3 millions de dollars, soit une progression de 44,3 % par rapport à l’exercice précédent; la marge d’EBITDA ajustée a atteint 13,0 %, soit une progression de 600 points de base.

Résumé des états financiers¹

Les annexes du présent document ci-dessous fournissent une comparaison détaillée des états financiers US GAAP avec les états non-GAAP.

(en millions sauf pour les montants par action)	Trimestre clos le 30.06.2017	Trimestre clos le 30.06.2016 (Pro Forma)	Variation
Chiffre d'affaires	3 845,0 $	4 959,3 $	(22,5 %)
Résultat net	164,9	55,2	198,7%
BPA dilué	0,35 $
EBITDA ajusté	501,3 $	347,5 $	44,3 %
Marge d'EBITDA ajustée	13,0 %	7,0 %	+600 bps
Résultat net, hors charges et crédits	211,9
BPA dilué, hors charges et crédits	0,45 $
Prise de commandes	3 153,0
Carnet de commandes	15 182,9

____________________

¹ L’ensemble des comparaisons par rapport au trimestre de l'année précédente est effectué sur la base des résultats pro forma de 2016, comme si la fusion avait été finalisée le 1er janvier 2016, en consolidant totalement la coentreprise Yamal LNG pour l’ensemble de la période.

Le bénéfice par action dilué a atteint un montant de 0,35 dollar, lequel inclut 64,9 millions de dollars de charges et crédits avant impôt, soit 0,10 dollar par action diluée, comme détaillé dans les annexes jointes au présent document. Le bénéfice par action dilué ajusté s’est élevé à 0,45 dollar.

« La qualité de nos réalisations, le franchissement d’étapes clés dans la conduite de nos projets et notre attention permanente sur l’efficacité ont permis à l’ensemble de nos segments d’activité de dégager une solide performance » a déclaré Doug Pferdehirt, le Directeur Général de TechnipFMC. « Sur le trimestre, les performances des segments Subsea et Onshore/Offshore ont largement dépassé nos prévisions. Les résultats du premier semestre confortent encore davantage l’idée que nous atteindrons, voire dépasserons nos objectifs financiers pour 2017. »

« Nous venons juste de passer le cap des six premiers mois d’existence de notre nouvelle société, et nos efforts d’intégration liés à la fusion délivrent des résultats. Nous restons confiants dans notre capacité à atteindre nos objectifs de synergies. De plus, nous accélérons le développement de technologies intégrées uniques, tout en identifiant de nouvelles offres intégrées sur l'ensemble de notre portefeuille d'activités. »

« Nos prises de commandes dans le Subsea se sont accélérées durant le trimestre pour atteindre 1,8 milliard de dollars. Au cours de cette période, nous avons remporté auprès d’ExxonMobil, pour son projet Liza au Guyana, un contrat pour la fabrication et la livraison d’équipements sous-marins, intégrant une nouvelle technologie qui nous a permis de respecter des délais de livraison très courts. Nous avons également gagné un important contrat dans le Subsea auprès d’ENI pour son projet d’unité flottante de GNL (FLNG) Coral South au Mozambique. Ce contrat faisait partie d’un contrat intégré portant sur la construction d’une unité FLNG qui sera réalisée par le segment Onshore/Offshore. »

« Au cours du trimestre, nous avons franchi une étape importante du projet Prelude FLNG. Le navire a quitté la Corée du Sud le 29 juin et vient d’entrer dans les eaux australiennes. Capitalisant sur cette étape, la réalisation du projet Coral FLNG bénéficiera des capacités d’exécution étendues que nous avons développées. »

« Nous poursuivrons sans relâche nos efforts de réduction significative des coûts pour nos clients, laquelle est rendue possible grâce à notre approche intégrée portant sur l’ingénierie, la fourniture des équipements, la construction et l’installation (iEPCI™). Notre premier contrat iEPCI™ pour le projet Trestakk de Statoil progresse de façon satisfaisante et nous avons été ravis d’être à nouveau retenus par Statoil au second trimestre pour une réalisation totalement intégrée du projet de développement de Visund Nord. »

« L’augmentation des décisions finales d’investissement pour des projets de grande ampleur et l’accélération au cours du premier semestre 2017 du nombre de prospects pour des contrats d’étude d’ingénierie d’avant-projet détaillé intégré (iFEED™) renforcent sans aucun doute notre confiance de voir monter en puissance notre carnet de commandes dans le Subsea pour 2017 ». Doug Pferdehirt a ajouté « Alors que la rentabilité économique des projets continue de s’améliorer, les incertitudes récentes liées aux cours des matières premières pourraient entraîner un ralentissement du rythme de la reprise. »

Pour conclure, Pferdehirt a déclaré : « Ces bons résultats opérationnels et notre bilan solide nous permettent de continuer à nous concentrer sur le retour sur investissement pour nos actionnaires. Au premier trimestre, nous avons annoncé un programme de rachat d’actions pouvant atteindre 500 millions de dollars que nous prévoyons d’achever au plus tard à la fin de l’année 2018. En outre, le Conseil d’Administration de la société a réaffirmé son engagement quant au versement d’un dividende trimestriel après la publication des résultats du troisième trimestre de 2017. Nous sommes convaincus que l’association de ce programme de rachat d’actions et du versement de dividendes trimestriels témoigne de notre engagement à améliorer le retour sur investissements de nos actionnaires.»

Principaux éléments financiers et opérationnels – Second trimestre 2017

Subsea

Principaux éléments financiers¹

Les annexes du présent document ci-dessous fournissent une comparaison détaillée des états financiers US GAAP avec les états non-GAAP.

(en millions)	Trimestre clos le 30.06.2017	Trimestre clos le 30.06.2016 (Pro Forma)	Variation
Chiffre d'affaires	1 730,3 $	2 401,8 $	(28,0 %)
Résultat d’exploitation	236,1	261,7	(9,8 %)
EBITDA ajusté	376,7	405,4	(7,1 %)
Marge d'EBITDA ajustée	21,8 %	16,9 %	+490 bps
Prise de commandes	1 773,0
Carnet de commandes	6 186,8

Au second trimestre, le segment Subsea a enregistré un chiffre d’affaires de 1,7 milliard de dollars. Ce chiffre représente une baisse de 28 % par rapport à l’exercice précédent, principalement due à une baisse d'activité des projets en Europe et en Afrique, partiellement compensée par une activité accrue des projets dans la région Asie-Pacifique. Les baisses de prises de commandes de l’an dernier continuent d’avoir un impact sur le chiffre d'affaires à court terme.

Le segment Subsea a enregistré un résultat d'exploitation de 236,1 millions de dollars; l’EBITDA ajusté a atteint 376,7 millions de dollars avec une marge de 21,8 %. La marge d’exploitation s’est améliorée par rapport à l’exercice précédent malgré une baisse significative du chiffre d’affaires. Cette performance est la traduction de la qualité de réalisation des projets, des réductions de coûts et de la poursuite de la restructuration des activités. Ce sont ces mêmes facteurs qui sont à l’origine d’une amélioration significative de la marge d’EBITDA ajustée qui a progressé de 490 points de base par rapport à l’exercice précédent.

Au second trimestre, le taux d’utilisation des navires est resté stable par rapport au trimestre précédent en s’établissant à 67 %.

Faits marquants du second trimestre pour le segment Subsea.

• Contrat iEPCI™ pour le projet Trestakk de Statoil
  Ce premier projet EPCI intégré attribué à la société progresse comme prévu.

• Projet Jangkrik pour ENI
  La campagne en mer s’est achevée à la suite de la livraison dans les délais du système de production sous-marin.

• Projet Quad 204 pour BP
  La mise en production a commencé et l’achèvement du projet est prévu pour le troisième trimestre de 2017.

• Projet Moho Nord pour Total
  Le projet est terminé et la clôture finale est en cours.

Les prises de commandes du segment Subsea sur le trimestre ont représenté un montant de 1,8 milliard de dollars incluant les contrats annoncés suivants :

• Projet Coral South FLNG au large du Mozambique pour ENI
  Contrat dans le subsea faisant partie d’un projet intégré avec le contrat EPCI pour le projet Coral South FLNG. Le contrat couvre l'ingénierie, la fourniture des équipements, la construction, l'installation, la mise en service et le démarrage (EPCIC) de l’unité Coral South FLNG. Il comprend également l’ensemble des risers et flowlines sous-marins associés ainsi que l'installation des ombilicaux et des équipements sous-marins.

• Projet Liza d’ExxonMobil au Guyana
  Le contrat remporté couvre l’ingénierie, la fabrication et la livraison d’équipements sous-marins pour le projet Liza en eaux profondes. Le périmètre comprend dix-sept arbres verticaux améliorés en eaux profondes et outils associés, ainsi que cinq collecteurs et équipements de contrôle et de raccordement associés.

• Contrat d’intervention sans riser et de services sous-marins pour Woodside en Australie
  Contrat cadre de trois ans portant sur la fourniture de services d’intervention sans riser (RLWI) et de services sous-marins. Ce contrat couvre les services d’intervention, d’installation, de comblement et d’abandon de puits.

• Projet Visund Nord pour Statoil en Norvège
  Il s’agit du second projet intégré remporté auprès de Statoil. Ce contrat sera réalisé en tant que projet iEPCI™.

Écoulement estimé du carnet de commandes au 30 juin 2017 (en millions)	Subsea
2017 (6 mois)	2 292 $
2018	2 056
2019 et au-delà	1 839
Total	6 187 $

• Le carnet de commandes n’inclut pas le subsea services.
• Concernant le contrat ENI Coral South FLNG les travaux associés aux risers et flowlines sous-marins ainsi que l’installation des ombilicaux et des équipements sous-marins sont complètement consolidés dans les résultats financiers du segment Subsea.

Onshore/Offshore

Principaux éléments financiers¹

Les annexes du présent document ci-dessous fournissent une comparaison détaillée des états financiers US GAAP avec les états non-GAAP.

(en millions)	Trimestre clos le 30.06.2017	Trimestre clos le 30.06.2016 (Pro Forma)	Variation
Chiffre d'affaires	1 812,9 $	2 261,4 $	(19,8 %)
Résultat d’exploitation	204,5	62,5	227,2 %
EBITDA ajusté	187,7	101,8	84,4 %
Marge d'EBITDA ajustée	10,4%	4,5%	+590 bps
Prise de commandes	1 103,7
Carnet de commandes	8 582,0

Au second trimestre, le segment Onshore/Offshore a enregistré un chiffre d’affaires de 1,8 milliard de dollars. Cela représente un recul de 19,8 % par rapport au chiffre d’affaires du second trimestre de l’exercice précédent. La baisse du chiffre d’affaires est due à l’achèvement de plusieurs projets depuis la même période de l’an dernier, plus particulièrement au Moyen-Orient et sur le continent américain.

Le segment Onshore/Offshore a enregistré un résultat d'exploitation de 204,5 millions de dollars; l’EBITDA ajusté a atteint 187,7 millions de dollars avec une marge de 10,4 %. Le résultat et la marge d’exploitation ont progressé par rapport à l’exercice précédent, malgré une baisse du chiffre d’affaires, en raison d’une amélioration de la rentabilité des projets et de l’achèvement d’étapes de construction clés. Les résultats ont également profité de la résolution de certains contrats, notamment ceux concernant la raffinerie d’Alger et le projet Dong Hejre. Ce sont ces mêmes facteurs qui sont à l’origine d’une amélioration significative de l’EBITDA et de la marge d’EBITDA ajustés; la marge d’EBITDA ajustée a progressé de 590 points de base par rapport à l’exercice précédent.

Faits marquants du second trimestre pour le segment Onshore/Offshore

• Projet Yamal LNG
  Les deux derniers modules fabriqués en Indonésie ont pris la mer le 27 mai 2017, marquant ainsi l’achèvement réussi d’une nouvelle étape du projet Yamal. En Chine, la fabrication des modules, 124 au total, sera bientôt terminée avec le départ du dernier module prévu ce trimestre. 109 modules ont déjà été livrés sur le site de construction de Sabetta.

• Unité FLNG Prelude de Shell
  Prelude, l’unité flottante de gaz naturel liquéfié (FLNG) de Shell, a pris la mer en direction de l'Australie le 29 juin 2017. Conçue pour des profondeurs d'eau de 200 à 250 mètres, l'unité Prelude FLNG peut produire 3,6 millions de tonnes par an (mtpa) de gaz naturel liquéfié, 1,3 mtpa de condensat et 0,4 mtpa de GPL, une fois en exploitation. TechnipFMC est en charge de la gestion du projet, de l'ingénierie, de la fourniture des équipements, de l'installation et de la mise en service de Prelude FLNG.

• Projet Juniper pour BP
  Le raccordement de la plate-forme Juniper a été effectué avec succès au mois d’avril. Cette plate-forme en principe automatisée produira du gaz extrait de champs situés au large de la côte sud-est de Trinidad.

• Plate-forme Spar pour le champ Aasta-Hasteen
  La plate-forme de type Spar pour le champ Aasta Hansteen, la plus importante et l’une des plus sophistiquée à avoir jamais été construite, est arrivée en Norvège le 19 juin 2017. Le contrat attribué à TechnipFMC couvre la conception, la réalisation et la livraison en Mer du Nord de la coque complète prête à être raccordée.

• Unité de polyéthylène pour Chevron Philips Chemical
  Le certificat de réception mécanique pour l’usine de polyéthylène de CP Chemical a été délivré le 16 juin 2017.

Les prises de commandes du segment Onshore/Offshore durant le trimestre ont atteint 1,1 milliard de dollars notamment grâce aux contrats suivants :

• Projet Coral South FLNG au large du Mozambique pour ENI
  Ce contrat intégré d’une importance majeure couvre l’ingénierie, la fourniture des équipements, la construction, l'installation, la mise en service et le démarrage (EPCIC) de l’unité Coral South FLNG.

• Projet Artic LNG 2 FEED de Novatek
  Novatek a annoncé la signature d’un accord cadre en vue d’une coopération stratégique avec TechnipFMC et des partenaires. Cet accord porte en priorité sur la conception et le développement des futures usines de liquéfaction de gaz naturel basées sur des structures gravitaires qui seront construites dans le cadre du projet Arctic LNG 2 de Novatek et de ses autres projets de GNL qui viendront par la suite.

Écoulement estimé du carnet de commandes au 30 juin 2017 (en millions)	Onshore/Offshore
2017 (6 mois)	3 673 $
2018	3 295
2019 et au-delà	1 614
Total	8 582 $

• Le carnet de commandes ne reflète pas l’intégralité du chiffre d’affaires potentiel dans les années à venir compte tenu des parties remboursables des contrats existants.
• La société ne détient pas une part majoritaire dans la coentreprise en charge du contrat de l’unité FLNG Coral et ne consolide donc pas complètement les résultats financiers. Les prises de commandes et le carnet de commandes pour cette partie du projet Coral reflètent uniquement le travail que la coentreprise a confié à des sociétés affiliées de TechnipFMC.

Surface Technologies

Principaux éléments financiers¹

Les annexes du présent document ci-dessous fournissent une comparaison détaillée des états financiers US GAAP avec les états non-GAAP.

(en millions)	Trimestre clos le 30.06.2017	Trimestre clos le 30.06.2016 (Pro Forma)	Variation
Chiffre d'affaires	300,0 $	303,8 $	(1,3 %)
Résultat d’exploitation	(1,0)	(24,2)	n/m
EBITDA ajusté	35,9	8,8	308,0 %
Marge d'EBITDA ajustée	12,0 %	2,9 %	+910 bps
Prise de commandes	276,3
Carnet de commandes	414,1

Au second trimestre, le segment Surface Technologies a enregistré un chiffre d’affaires de 300 millions de dollars. Cela représente quasiment un chiffre d’affaires inchangé par rapport à celui du second trimestre de l’exercice précédent.

Le segment Surface Technologies a publié une perte d’exploitation de 1 million de dollars; hors charges et crédits, le résultat d’exploitation a atteint 22,5 millions de dollars. L’EBITDA ajusté a atteint 35,9 millions de dollars avec une marge de 12,0 %.

Le résultat et la marge d’exploitation se sont nettement améliorés par rapport à l’exercice précédent du fait d'un mix produits ayant un impact positif sur les ventes de l'activité de contrôle des fluides et d’une structure de coûts plus favorable. Ce sont ces mêmes facteurs qui sont à l’origine d’une amélioration significative de l’EBITDA et la marge d’EBITDA ajustés ; la marge d’EBITDA ajustée a progressé de 910 points de base par rapport à l’exercice précédent.

Sur le marché nord-américain, nous continuons de connaître une forte demande d’équipements de contrôle de pression en raison d’un accroissement de l’activité et d’un niveau de réalisation plus poussé. Les réactivations de flottes d’équipements de fracturation hydraulique se sont poursuivies de manière séquentielle, entraînant ainsi une croissance de la base installée d’équipements actifs qui devrait générer une augmentation de la demande de consommables. Comme prévu, les prises de commandes associées à la réactivation de la flotte se sont ralenties au cours du trimestre, mais les consommables se maintiennent à des niveaux élevés.

En dehors de l’Amérique du Nord, les niveaux d’activité ont continué de se maintenir, même si la pression sur les prix continue d’impacter la rentabilité à court terme. Les prix se sont stabilisés sur la plupart des marchés internationaux et ont connu une amélioration limitée sur un nombre restreint de marchés. Le Moyen-Orient et l’Afrique du Nord continuent d’offrir les meilleures perspectives à court terme, avec de solides opportunités aussi bien pour des opérations sur terre qu’en eaux peu profondes; les opportunités de projets en eaux peu profondes pouvant intéresser le segment Surface Technologies sont également prédominantes en Mer du Nord.

Les prises de commandes sur le trimestre s’élèvent à 276,3 millions de dollars. Le carnet de commandes atteint un montant de 414,1 millions de dollars. Dans ce segment d’activité, le carnet de commandes s’exécute en général sur une durée de six mois compte tenu du cycle court inhérent à la nature de l’activité.

Corporate

Les charges corporate ont atteint 122,3 millions de dollars au second trimestre. Hors charges et crédits de 22,8 millions de dollars, les charges corporate ont atteint 99,5 millions dont 62,0 millions de pertes de change.

Les charges d'intérêts nettes se sont élevées à 72,1 millions de dollars durant le trimestre, incluant l’augmentation d’une dette à payer aux partenaires d'une coentreprise pour un montant de 61,8 millions de dollars.

Les amortissements et dépréciations ont représenté un montant total de 159,5 millions de dollars pour le second trimestre, montant dans lequel sont inclus les amortissements et dépréciations relatifs à l’allocation du prix d’acquisition lié à la fusion pour un montant de 40,4 millions de dollars.

Les investissements se sont élevés à 56,3 millions de dollars.

La société a enregistré une provision pour impôt de 86,2 millions de dollars. Le taux d'imposition enregistré a été de 35,2 %. Quand nous n’incorporons pas l’impact d’une charge associée à l’annulation d’un projet au Venezuela, le taux d’imposition était de 25,9 %.

Prévisions

Vous trouverez ci-après les prévisions de la société² pour l'exercice 2017. Les perspectives révisées reflètent les mises à jour suivantes :

• La marge d'EBITDA² du segment Onshore/Offshore d’au moins 8,0 % (hors charges et crédits) alors que les prévisions précédentes envisageaient un minimum de 6,5 %. Cette augmentation reflète les solides résultats du premier semestre par rapport aux prévisions.
• Les charges d’intérêts nettes, le taux d’imposition et les couts d’intégration liés à la fusion et les couts de restructuration ont également été mis à jour

Subsea	Onshore/Offshore	Surface Technologies
Chiffre d'affaires d'au moins 6,1 milliards de dollars.   Marge d'EBITDA² d'au moins 17 % (en excluant les amortissements relatifs à l'allocation du prix d'acquisition ainsi que d'autres charges).	Chiffre d'affaires d'au moins 7,3 milliards de dollars.   Marge d'EBITDA² d'au moins 8.0 % (en excluant les amortissements relatifs à l'allocation du prix d'acquisition ainsi que d'autres charges).*	Chiffre d'affaires d'au moins 1,4 milliard de dollars.   Marge d'EBITDA² d'au moins 13% (en excluant les amortissements relatifs à l'allocation du prix d'acquisition ainsi que d'autres charges).
TechnipFMC
Charges corporate comprises entre 50 et 55 millions de dollars par trimestre (excluant l’impact soumis aux variations des taux de change)
Charges d'intérêt nettes comprises entre 20 et 22 millions de dollars par trimestre*
Taux d'imposition compris entre 28% et 32%*
Dépenses d'investissementd'environ 300 millions de dollars
Coûts de restructuration et coûts liés à l'intégration de la fusion d'un montant de 125 millions de dollars sur le T3 et le T4 (montant cumulé) *
Les synergies en termes de coûts visent toujours un objectif de 400 millions de dollars d'économies annuelles (200 millions de dollars en rythme annualisé au 31/12/2017, 400 millions de dollars en rythme annualisé au 31/12/2018)
*éléments mis à jour le 26 juillet 2017

____________________

² Notre évaluation prévisionnelle des marges de l’EBITDA ajusté de chaque segment est une évaluation non-GAAP. Dans le cadre d’une approche prévisionnelle, il nous est impossible, à moins d’y consacrer des efforts déraisonnables, de comparer cette évaluation avec une évaluation GAAP comparable, compte tenu du caractère imprédictible des éléments individuels constitutifs de l’évaluation financière la plus directement comparable et du caractère variable des éléments non pris en compte dans une telle évaluation. De telles informations sont susceptibles d’avoir un impact important, et potentiellement imprédictible, sur nos futurs résultats financiers.

Téléconférence

L’entreprise tiendra une téléconférence le jeudi 27 juillet 2017 pour discuter des résultats financiers du deuxième trimestre. Cette téléconférence débutera à 13 h 00 heure de Londres (8 h 00 heure de New York). Les numéros d'appel pour y participer ainsi qu'un document de présentation sont disponibles sur le site www.technipfmc.com.

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

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À propos de TechnipFMC

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

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

Chacun de nos plus de 40 000 collaborateurs est guidé par un engagement sans faille auprès de nos clients et par une forte culture de l’innovation. Ils remettent en question les pratiques du secteur de l’énergie et repensent les méthodes pour atteindre les meilleurs résultats.

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

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

• des changements inattendus des facteurs concurrentiels du secteur;
• la demande du pétrole brut et du gaz naturel sur les marchés domestiques et internationaux;
• notre capacité à développer et à déployer de nouvelles technologies et de nouveaux services et à protéger et préserver nos actifs essentiels dont nous détenons les droits de propriété intellectuelle;
• les responsabilités pouvant découler de l'installation ou de l'utilisation de nos produits;
• les dépassements de coûts se rapportant à des contrats à prix fixe ou à des projets de construction d’actifs qui sont susceptibles d’impacter notre chiffre d’affaires;
• des retards dans la livraison de notre carnet de commandes et leur impact à l'avenir sur notre chiffre d'affaires, notre rentabilité et nos relations avec nos clients;
• les risques liés à notre dépendance par rapport à des sous-traitants, des fournisseurs et des partenaires de coentreprise, dans le cadre de l’exécution de nos contrats;
• la capacité à recruter et conserver le personnel clé;
• les risques de piratage auxquels sont exposés nos employés et nos actifs en mer;
• la perte cumulée de contrats importants ou d’alliances importantes;
• des lois ou réglementations américaines ou internationales, y compris des réglementations environnementales, susceptibles d’augmenter nos coûts, de limiter la demande de nos produits et services ou de restreindre nos activités;
• des troubles affectant l’environnement politique, réglementaire, économique et social des pays dans lesquels nous opérons;
• les risques associés aux services de compensation fournis par The Depositary Trust Company et Euroclear en ce qui concerne les titres échangés respectivement sur le NYSE et Euronext Paris;
• les résultats du référendum au Royaume-Uni sur la sortie de celui-ci de l'Union Européenne;
• les risques associés au fait d'être une société anonyme anglaise, et notamment la nécessité d'obtenir l'approbation d'un tribunal par rapport aux « bénéfices distribuables » et celle des actionnaires par rapport à certaines décisions portant sur la structure du capital;
• notre capacité à verser des dividendes ou à racheter des actions conformément au plan d’allocation de capital que nous avons annoncé;
• le respect de nos engagements dans le cadre des titres d'emprunt que nous avons émis et la situation des marchés du crédit;
• l’abaissement de notre cote de crédit qui pourrait restreindre notre capacité d’emprunt sur les marchés de capitaux;
• l’issue de réclamations à notre encontre ou de litiges pour lesquels nous ne sommes pas couverts;
• les risques de variations des taux de change associés à nos activités à l'international;
• les risques que les activités héritées de FMC Technologies, Inc. et Technip S.A. ne puissent être intégrées avec succès ou que la société résultant de la fusion ne puisse atteindre les résultats escomptés en termes d'économies, de valeur de certains actifs fiscaux, de synergies et de croissance ou que l'atteinte de ces résultats puisse demander plus de temps que prévu;
• des coûts imprévus liés à la fusion;
• une défaillance de notre infrastructure informatique ou toute violation importante de nos systèmes de sécurité;
• les risques liés à nos obligations fiscales, aux modifications des lois fiscales fédérales aux États-Unis ou des lois fiscales internationales ou aux interprétations dont elles font l'objet; et
• les autres facteurs de risque décrits dans nos déclarations auprès de l’United States Securities and Exchange Commission, dont notre déclaration d’enregistrement sur le formulaire S-4, les rapports annuels sur le formulaire 10-K, les rapports trimestriels sur le formulaire 10-Q et les rapports actuels sur le formulaire 8-K et dans nos déclarations auprès de l’Autorité des marchés financiers ou de l’U.K. Financial Conduct Authority.

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

TECHNIPFMC plc et FILIALES CONSOLIDÉES

ÉTATS FINANCIERS GAAP

Les états financiers US GAAP de TechnipFMC plc et des filiales consolidées sont publiés sur les pages suivantes. Les résultats financiers reflètent les informations suivantes :

• Le 16 janvier 2017, TechnipFMC a été créé via la fusion de Technip S.A. (Technip) et de FMC Technologies, Inc. (FMC Technologies).
• En décembre 2016, Technip a augmenté sa participation au capital de la joint-venture Yamal LNG, en devenant ainsi l’actionnaire majoritaire. L’application des normes US GAAP se traduit par l’intégration globale de la joint-venture à la date de la transaction.

Par conséquent, les résultats pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2017 :

1. Comprennent les résultats de Technip pour l’ensemble de la période;

2. Comprennent les résultats de FMC Technologies pour la période du 17 janvier au 30 juin 2017; le chiffre d’affaires de 112,9 millions de dollars sur la période du 1^er janvier au 16 janvier 2017 n’a pas été comptabilisé, dont environ 70 % provenaient du segment Subsea; et

3. Consolident intégralement la joint-venture Yamal LNG pour l’ensemble de la période au sein du segment Onshore/Offshore.

Les résultats pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2017 ne comprennent que les résultats de Technip, incluant la quote-part dans le résultat net des sociétés mises en équivalence de la joint-venture Yamal LNG.

Dans le cadre de ces états financiers, l’EBITDA ajusté est également utilisé pour décrire l’EBITDA hors amortissements liés à l’impact de l’allocation du prix d’acquisition, et autres charges et crédits.

TECHNIPFMC PLC ET FILIALES CONSOLIDÉES ÉTATS DES RÉSULTATS CONSOLIDÉS CONDENSÉS (En millions sauf montants par action)
		(non audités)
		Trimestre clos le 30 juin				Semestre clos le 30 juin
		2017		2016		2017		2016
Chiffre d’affaires	$	3 845,0	$	2 370,5	$	7 233,0	$	4 776,2
Charges et dépenses		3 490,1		2 176,4		6 832,3		4 385,7
		354,9		194,1		400,7		390,5
Autres produits (charges), nets		(37,6)		(77,2)		35,3		(93,8)
Résultat avant impôts et charges d'intérêts nettes		317,3		116,9		436,0		296,7
Charges d'intérêts, nettes		(72,1)		(7,7)		(154,2)		(21,0)
Résultat avant impôt		245,2		109,2		281,8		275,7
Provision pour impôt		86,2		5,4		138,0		51,3
Résultat net		159,0		103,8		143,8		224,4
Résultat net attribuable aux minoritaires		5,9		0,2		2,4		0,3
Résultat net attribuable à TechnipFMC plc	$	164,9	$	104,0	$	146,2	$	224,7
Bénéfice par action (BPA) attribuable à TechnipFMC plc :
Basic	$	0,35	$	0,87	$	0,31	$	1,89
Dilué	$	0,35	$	0,83	$	0,31	$	1,81
Nombre moyen pondéré des actions en circulation :
Basic		466,7		119,5		466,7		118,9
Dilué		468,4		125,2		468,2		124,5

TECHNIPFMC PLC ET FILIALES CONSOLIDÉES INFORMATION SECTORIELLE (En millions)
		(non audités)
		Trimestre clos le 30 juin				Semestre clos le 30 juin
		2017		2016		2017		2016
Chiffre d’affaires
Subsea	$	1 730,3	$	1 547,2	$	3 107,0	$	3 064,4
Onshore/Offshore		1 812,9		823,3		3 576,9		1 711,8
Surface Technologies		300,0		-		548,4		-
Autres produits et éliminations intra-groupe		1,8		-		0,7		-
	$	3 845,0	$	2 370,5	$	7 233,0	$	4 776,2
Résultat avant impôts
Résultat (perte) d’exploitation sectoriel
Subsea	$	236,1	$	191,5	$	290,3	$	387,9
Onshore/Offshore		204,5		30,5		347,3		68,9
Surface Technologies		(1,0)		-		(19,6)		-
Résultat d’exploitation sectoriel total		439,6		222,0		618,0		456,8
Éléments Corporate
Charges corporate nettes (1)		(122,3)		(105,1)		(182,0)		(160,1)
Charge d’intérêts		(72,1)		(7,7)		(154,2)		(21,0)
Total des éléments corporate		(194,4)		(112,8)		(336,2)		(181,1)
Résultat net avant impôt (2)	$	245,2	$	109,2	$	281,8	$	275,7
(1) Les charges corporate nettes comprennent principalement les frais de personnel, les coûts de rémunérations à base d'actions, les autres avantages sociaux, certains gains et pertes de change et les frais de transaction liés à la fusion.
(2) Les montants imputables aux participations minoritaires sont pris en compte.

TECHNIPFMC PLC ET FILIALES CONSOLIDÉES INFORMATION SECTORIELLE (Non audités et en millions)
		Trimestre clos le 30 juin				Semestre clos le 30 juin
		2017		2016		2017		2016
Prise de commandes (1)
Subsea	$	1 773,0	$	840,1	$	2 439,0	$	1 330,5
Onshore/Offshore		1 103,7		811,3		1 785,7		1 342,0
Surface Technologies		276,3		-		517,8		-
Total prises de commandes	$	3 153,0	$	1 651,4	$	4 742,5	$	2 672,5
						30 juin
						2017		2016
Carnet de commandes (2)
Subsea					$	6 186,8	$	6 547,8
Onshore/Offshore						8 582,0		8 528,2
Surface Technologies						414,1		-
Total carnet de commandes					$	15 182,9	$	15 076,0
(1) Les prises de commandes représentent le montant du chiffre d'affaires estimé correspondant aux commandes fermes des clients reçues au cours de la période.
(2) Le carnet de commandes est calculé en tant que montant estimé des commandes fermes des clients non encore exécutées, à la date de publication des résultats.

TECHNIPFMC PLC ET FILIALES CONSOLIDÉES BILANS CONSOLIDÉS CONDENSÉS (En millions)
		(non audités)
		30 juin, 2017		31 décembre, 2016
Trésorerie et équivalents de trésorerie	$	7 179,1	$	6 269,3
Créances clients, nettes		2 159,3		2 024,5
Contrats de construction - montant à l'actif		1 168,3		485,8
Stock net		899,1		334,7
Autres actifs courants		2 524,9		1 822,9
Total actif courant		13 930,7		10 937,2
Immobilisations corporelles, nettes		3 867,0		2 620,1
Écart d’acquisition		9 072,3		3 718,3
Immobilisations incorporelles, nettes		1 444,4		173,7
Autres immobilisations		1 210,1		1 240,4
Total immobilisations	$	29 524,5	$	18 689,7
Dette à court terme et part courante de la dette à long terme	$	471,2	$	683,6
Dettes fournisseurs		4 092,3		3 837,7
Avances reçues		129,6		411,1
Contrats de construction - montant au passif		3 751,9		3 323,0
Autres passifs courants		3 053,4		2 633,5
Total passif courant		11 498,4		10 888,9
Dette à long terme, moins la part courante		3 301,3		1 869,3
Autres passifs		1 175,5		819,6
Capitaux propres de TechnipFMC plc		13 551,2		5 123,6
Intérêts minoritaires		(1,9)		(11,7)
Total passif et capitaux propres	$	29 524,5	$	18 689,7

TECHNIPFMC PLC ET FILIALES CONSOLIDÉES TABLEAUX DES FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉS CONDENSÉS (En millions)
		(non audités)
		Semestre clos le 30 juin
		2017		2016
Flux de Trésorerie provenant des activités d’exploitation :
Résultat net	$	143,8	$	224,4
Dépréciation et amortissement		310,7		147,7
Créances clients, nets et contrats de construction - montant à l'actif		715,1		(398,9)
Stock, net		190,2		38,9
Dettes fournisseurs		(245,3)		64,2
Avances reçues et contrats de construction - montant au passif		(376,2)		194,7
Autres		(444,0)		155,2
Flux de Trésorerie nette provenant des activités d'exploitation		294,3		426,2
Flux de Trésorerie provenant des activités d’investissement
Investissements		(107,5)		(68,9)
Trésorerie acquise à l’issue de la fusion de Technip et FMC Technologies		1 479,2		-
Autres		15,1		(79,3)
Flux de Trésorerie nette provenant des activités d’investissement		1 386,8		(148,2)
Flux de Trésorerie provenant des activités de financement :
Augmentation (diminution) nette de la dette		(663,9)		(291,5)
Dividendes payés		-		(112,3)
Autres		(121,3)		0,8
Flux de Trésorerie nette provenant des activités de financement		(785,2)		(403,0)
Impact des variations des taux de change sur la trésorerie et les équivalents de trésorerie		13,9		79,4
Augmentation (diminution) de la trésorerie et des équivalents de trésorerie		909,8		(45,6)
Trésorerie et équivalents de trésorerie en début de période		6 269,3		3 178,0
Trésorerie et équivalents de trésorerie en fin de période	$	7 179,1	$	3 132,4

TECHNIPFMC plc et FILIALES CONSOLIDÉES

RÉSULTATS FINANCIERS NON-GAAP

La comparaison des états financiers US GAAP avec les états non-GAAP de TechnipFMC plc et des filiales consolidées est publiée en page suivante. Les résultats financiers reflètent les informations suivantes :

• Le 16 janvier 2017, TechnipFMC a été créé via la fusion de Technip S.A. (Technip) et de FMC Technologies, Inc. (FMC Technologies).
• En décembre 2016, Technip a augmenté sa participation au capital de la joint-venture Yamal LNG, en devenant ainsi l’actionnaire majoritaire. L’application des normes US GAAP se traduit par l’intégration globale de la joint-venture à la date de la transaction.

Les résultats non-GAAP pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2017 :

1. Comprennent les résultats de Technip pour l’ensemble de la période;

2. Comprennent les résultats de FMC Technologies pour la période du 17 janvier au 30 juin mars 2017; le chiffre d’affaires de 112,9 millions de dollars sur la période du 1^er janvier au 16 janvier 2017 n’a pas été comptabilisé, dont environ 70 % provenaient du segment Subsea et le reste du segment Surface Technologies; et

3. Consolident intégralement la joint-venture Yamal LNG pour l’ensemble de la période au sein du segment Onshore/Offshore.

Les résultats pro forma non-GAAP pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2016 :

1. Comprennent les résultats de Technip et de FMC Technologies pour l’ensemble de la période;

2. Fusionnent les anciens segments Surface Technologies et Energy Infrastructure de FMC Technologies pour créer le segment Surface Technologies pro forma;

3. Les ajustements liés à l'allocation du prix d'acquisition ont été appliqués de façon identique aux résultats du trimestre et du semestre clos le 30 juin 2017 pour fournir une base comparable; et

4. Consolident intégralement la joint-venture Yamal LNG pour l’ensemble de la période au sein du segment Onshore/Offshore.

Dans le cadre de ces états financiers, l’EBITDA ajusté est également utilisé pour décrire l’EBITDA hors amortissements liés à l’impact de l’allocation du prix d’acquisition, et autres charges et crédits.

TECHNIPFMC PLC ET FILIALES CONSOLIDÉES
COMPARAISON DES RÉSULTATS FINANCIERS GAAP AVEC LES RÉSULTATS FINANCIERS NON-GAAP
(En millions, non audités)

Charges et crédits

En complément des résultats financiers établis conformément aux principes comptables généralement admis aux États-Unis (GAAP), la communication des résultats du second trimestre 2017 comprend également des résultats financiers non-GAAP (tels que définis en application de l'Item 10 de la régulation S-K du Securities Exchange Act de 1934, comme amendé) et décrit les performances en glissement annuel par rapport aux résultats et données pro forma de l’exercice 2016. Le résultat net hors charges et crédits ainsi que les agrégats qui en découlent (y compris le résultat par action dilué hors charges et crédits; le résultat avant impôts et charges d'intérêts nettes, hors charges et crédits (« résultat d’exploitation ajusté »); les amortissements et dépréciations ajustés hors charges et crédits; le résultat avant impôts et charges d'intérêts nettes, dépréciation et amortissement (« EBITDA ajusté ») constituent des données financières non-GAAP. Le management estime que l'exclusion des charges et crédits de ces données financières lui permet ainsi qu'aux investisseurs d'évaluer plus efficacement les résultats d'exploitation et les résultats consolidés de TechnipFMC d’une période comptable sur l’autre. Cela permet également d'identifier les tendances d’exploitation qui pourraient être masquées ou trompeuses si ces postes n’étaient pas exclus. Ces données sont également utilisées par le management en tant que mesures des performances pour l’établissement de certaines rémunérations incitatives. Les mesures non-GAAP ci-dessus devraient être prises en compte en supplément aux autres mesures de performances financières établies conformément aux GAAP, et non pas en tant que substitut ni version améliorée de celles-ci. Les informations qui suivent constituent un rapprochement de ces résultats financiers non-GAAP avec les résultats comparables conformes aux GAAP.

		Trimestre clos le 30 juin 2017
		Résultat net attribuable à TechnipFMC plc		Résultat net attribuable aux minoritaires		Provision pour impôts		Charges d'intérêts, nettes		Résultat avant impôts et charges d'intérêts nettes (Résultat d'exploitation)		Dépréciation et amortissement		Résultat avant impôts et charges d'intérêts nettes, dépréciation et amortissement (EBITDA)
Résultat net attribuable à TechnipFMC plc	$	164,9	$	5,9	$	86,2	$	(72,1)	$	317,3	$	159,5	$	476,8
Charges et (crédits)
Pertes de valeur et autres charges		0,3		-		0,1		-		0,4		-		0,4
Charges de restructuration et autres frais de licenciement		(7,9)		-		(4,8)		-		(12,7)		-		(12,7)
Charges liées à l’intégration et la fusion		15,2		-		8,1		-		23,3		-		23,3
Modification des estimations comptables		16,0				5,9		-		21,9				21,9
Allocation du prix d'acquisition (PPA)		23,4		-		8,6		-		32,0		(40,4)		(8,4)
Données financières ajustées	$	211,9	$	5,9	$	104,1	$	(72,1)	$	382,2	$	119,1	$	501,3
		Trimestre pro forma clos le 30 juin 2016
(incluant résultats hérités de FMC Technologies et ajustements PPA)		Résultat net attribuable à TechnipFMC plc		Résultat net attribuable aux minoritaires		Provision pour impôts		Charges d'intérêts, nettes		Résultat avant impôts et charges d'intérêts nettes (Résultat d'exploitation)		Dépréciation et amortissement		Résultat avant impôts et charges d'intérêts nettes, dépréciation et amortissement (EBITDA)
TechnipFMC plc, pro forma	$	55,2	$	0,3	$	60,8	$	13,0	$	102,7	$	161,5	$	264,2
Charges et (crédits)
Pertes de valeur et autres charges		25,7		-		12,5		-		38,2		-		38,2
Charges de restructuration et autres frais de licenciement		25,0		-		11,8		-		36,8		-		36,8
Charges liées à l’intégration et la fusion		11,1		-		5,6		-		16,7		-		16,7
Allocation du prix d'acquisition (PPA)		23,4		-		8,6		-		32,0		(40,4)		(8,4)
Données financières ajustées	$	140,4	$	0,3	$	99,3	$	13,0	$	226,4	$	121,1	$	347,5

TECHNIPFMC PLC ET FILIALES CONSOLIDÉES
COMPARAISON DES RÉSULTATS FINANCIERS GAAP AVEC LES RÉSULTATS FINANCIERS NON-GAAP
(En millions, non audités)

Charges et crédits

En complément des résultats financiers établis conformément aux principes comptables généralement admis aux États-Unis (GAAP), la communication des résultats du second trimestre 2017 comprend également des résultats financiers non-GAAP (tels que définis en application de l'item 10 de la régulation S-K du Securities Exchange Act de 1934, comme amendé) et décrit les performances en glissement annuel par rapport aux résultats et données pro forma de l’exercice 2016. Le résultat net hors charges et crédits ainsi que les agrégats qui en découlent (y compris le résultat par action dilué hors charges et crédits; le résultat avant impôts et charges d'intérêts nettes, hors charges et crédits (« résultat d’exploitation ajusté »); les amortissements et dépréciations ajustés hors charges et crédits; le résultat avant impôts et charges d'intérêts nettes, dépréciation et amortissement (« EBITDA ajusté ») constituent des données financières non-GAAP. Le management estime que l'exclusion des charges et crédits de ces données financières lui permet ainsi qu'aux investisseurs d'évaluer plus efficacement les résultats d'exploitation et les résultats consolidés de TechnipFMC d’une période comptable sur l’autre. Cela permet également d'identifier les tendances d’exploitation qui pourraient être masquées ou trompeuses si ces postes n’étaient pas exclus. Ces données sont également utilisées par le management en tant que mesures des performances pour l’établissement de certaines rémunérations incitatives. Les mesures non-GAAP ci-dessus devraient être prises en compte en supplément aux autres mesures de performances financières établies conformément aux GAAP, et non pas en tant que substitut ni version améliorée de celles-ci. Les informations qui suivent constituent un rapprochement de ces résultats financiers non-GAAP avec les résultats comparables conformes aux GAAP.

		Semestre clos le 30 juin 2017
		Résultat net attribuable à TechnipFMC plc		Résultat net attribuable aux minoritaires		Provision pour impôts		Charges d'intérêts, nettes		Résultat avant impôts et charges d'intérêts nettes (Résultat d'exploitation)		Dépréciation et amortissement		Résultat avant impôts et charges d'intérêts nettes, dépréciation et amortissement (EBITDA)
Résultat net attribuable à TechnipFMC plc	$	146,2	$	2,4	$	138,0	$	(154,2)	$	436,0	$	310,7	$	746,7
Charges et (crédits)
Pertes de valeur et autres charges		0,3		-		0,5		-		0,8		-		0,8
Charges de restructuration et autres frais de licenciement		(1,1)		-		(2,3)		-		(3,4)		-		(3,4)
Charges liées à l’intégration et la fusion		54,0		-		24,0		-		78,0		-		78,0
Modification des estimations comptables		16,0		-		5,9		-		21,9				21,9
Allocation du prix d'acquisition (PPA)		117,9		-		43,5		0,3		161,1		(83,3)		77,8
Données financières ajustées	$	333,3	$	2,4	$	209,6	$	(153,9)	$	694,4	$	227,4	$	921,8
		Semestre pro forma clos le 30 juin 2016
(incluant résultats hérités de FMC Technologies et ajustements PPA)		Résultat net attribuable à TechnipFMC plc		Résultat net attribuable aux minoritaires		Provision pour impôts		Charges d'intérêts, nettes		Résultat avant impôts et charges d'intérêts nettes (Résultat d'exploitation)		Dépréciation et amortissement		Résultat avant impôts et charges d'intérêts nettes, dépréciation et amortissement (EBITDA)
	$	151,8	$	0,4	$	85,9	$	(0,6)	$	237,9	$	322,0	$	559,9
Charges et (crédits)
Pertes de valeur et autres charges		79,5		-		12,5		-		92,0		-		92,0
Charges de restructuration et autres frais de licenciement		47,2		-		11,8		-		59,0		-		59,0
Charges liées à l’intégration et la fusion		11,1		-		5,6		-		16,7		-		16,7
Allocation du prix d'acquisition (PPA)		117,9		-		43,5		0,3		161,1		(83,3)		77,8
Données financières ajustées	$	407,5	$	0,4	$	159,3	$	(0,3)	$	566,7	$	238,7	$	805,4

TECHNIPFMC PLC ET FILIALES CONSOLIDÉES COMPARAISON DES RÉSULTATS FINANCIERS GAAP AVEC LES RÉSULTATS FINANCIERS NON-GAAP (En millions sauf montants par action)
		(non audités)
		Trimestre clos le 30 juin				Semestre clos le 30 juin
		2017		2016		2017		2016
(après impôt)
Résultat net attribuable à TechnipFMC plc, tel que publié	$	165	$	104	$	146	$	225
Charges et (crédits)
Pertes de valeur et autres charges (1)		-		22		-		35
Charges de restructuration et autres frais de licenciement (2)		(8)		20		(1)		32
Charges liées à l’intégration et la fusion (3)		15		11		54		11
Modification des estimations comptables (4)		16		-		16		-
Allocation du prix d'acquisition (PPA) (5)		24		-		118		-
Résultat net ajusté attribuable à TechnipFMC plc, hors charges et (crédits)	$	212	$	157	$	333	$	303
BPA dilué, tel que publié	$	0,35	$	0,83	$	0,31	$	1,81
BPA dilué, hors charges et (crédits)	$	0,45	$	1,25	$	0,71	$	2,44
1) Impact fiscal de 0 et 11 millions de dollars sur les trimestres clos le 30 juin 2017 et 2016, et de 0 et 17 millions de dollars sur les semestres clos le 30 juin 2017 et 2016.
2) Impact fiscal de (5) et 10 millions de dollars sur les trimestres clos le 30 juin 2017 et 2016, et de (2) et 15 millions de dollars sur les semestres clos le 30 juin 2017 et 2016.
3) Impact fiscal de 8 et 6 millions de dollars sur les trimestres clos le 30 juin 2017 et 2016, et de 24 et 6 millions de dollars sur les semestres clos le 30 juin 2017 et 2016.
4) Impact fiscal de 6 et 0 million de dollars sur les trimestres clos le 30 juin 2017 et 2016, et de 6 et 0 million de dollars sur les semestres clos le 30 juin 2017 et 2016.
5) Impact fiscal de 9 et 0 million de dollars sur les trimestres clos le 30 juin 2017 et 2016, et de 44 et 0 million de dollars sur les semestres clos le 30 juin 2017 et 2016.

TECHNIPFMC PLC ET FILIALES CONSOLIDÉES COMPARAISON DES RÉSULTATS FINANCIERS GAAP AVEC LES RÉSULTATS FINANCIERS NON-GAAP (En millions, non audités)
		Trimestre clos le 30 juin 2017
		Subsea		Onshore/Offshore		Surface Technologies		Corporate et autres		Total
Chiffre d’affaires	$	1 730,3	$	1 812,9	$	300,0	$	1,8	$	3 845,0
Résultat d’exploitation du segment, tel que publié (avant impôt)	$	236,1	$	204,5	$	(1,0)	$	(122,3)	$	317,3
Charges et (crédits)
Pertes de valeur et autres charges		0,4		-		-		-		0,4
Charges de restructuration et autres frais de licenciement		5,6		(27,7)		2,8		6,6		(12,7)
Charges liées à l’intégration et la fusion		1,5		-		0,2		21,6		23,3
Modification des estimations comptables		11,8		-		10,1		-		21,9
Ajustements au titre de l'allocation du prix d'acquisition (PPA) - non liés aux amortissements		(11,6)		-		8,2		(5,0)		(8,4)
Ajustements au titre de l'allocation du prix d'acquisition (PPA) - liés aux amortissements		38,6		-		2,2		(0,4)		40,4
Sous-total		46,3		(27,7)		23,5		22,8		64,9
Résultat d’exploitation ajusté		282,4		176,8		22,5		(99,5)		382,2
Amortissement et dépréciation ajustés		94,3		10,9		13,4		0,5		119,1
EBITDA ajusté	$	376,7	$	187,7	$	35,9	$	(99,0)	$	501,3
Marge d’exploitation, reportée		13,6%		11,3%		-0,3%				8,3%
Marge d’exploitation ajustée		16,3%		9,8%		7,5%				9,9%
Marge d’EBITDA ajustée		21,8%		10,4%		12,0%				13,0%
		Trimestre pro forma clos le 30 juin 2016
(incluant résultats hérités de FMC Technologies et ajustements PPA)		Subsea		Onshore/Offshore		Surface Technologies		Corporate et autres		Total
Chiffre d’affaires pro forma	$	2 401,8	$	2 261,4	$	303,8	$	(7,7)	$	4 959,3
Résultat d’exploitation du segment (avant impôt), pro forma	$	261,7	$	62,5	$	(24,2)	$	(197,3)	$	102,7
Charges et (crédits)
Pertes de valeur et autres charges		2,8		18,6		1,6		15,2		38,2
Charges de restructuration et autres frais de licenciement		21,8		10,6		3,9		0,5		36,8
Charges liées à l’intégration et la fusion		-		-		-		16,7		16,7
Ajustements au titre de l'allocation du prix d'acquisition (PPA) - non liés aux amortissements		(11,6)		-		8,2		(5,0)		(8,4)
Ajustements au titre de l'allocation du prix d'acquisition (PPA) - liés aux amortissements		38,6		-		2,2		(0,4)		40,4
Sous-total		51,6		29,2		15,9		27,0		123,7
Résultat d’exploitation ajusté		313,3		91,7		(8,3)		(170,3)		226,4
Amortissement et dépréciation ajustés		92,1		10,1		17,1		1,8		121,1
EBITDA ajusté	$	405,4	$	101,8	$	8,8	$	(168,5)	$	347,5
Marge d’exploitation, pro forma		10,9%		2,8%		-8,0%				2,1%
Marge d’exploitation ajustée		13,0%		4,1%		-2,7%				4,6%
Marge d’EBITDA ajustée		16,9%		4,5%		2,9%				7,0%

TECHNIPFMC PLC ET FILIALES CONSOLIDÉES COMPARAISON DES RÉSULTATS FINANCIERS GAAP AVEC LES RÉSULTATS FINANCIERS NON-GAAP (En millions, non audités)
		Semestre clos le 30 juin 2017
		Subsea		Onshore/Offshore		Surface Technologies		Corporate et autres		Total
Chiffre d’affaires	$	3 107,0	$	3 576,9	$	548,4	$	0,7	$	7 233,0
Résultat d’exploitation du segment, tel que publié (avant impôt)	$	290,3	$	347,3	$	(19,6)	$	(182,0)	$	436,0
Charges et (crédits)
Pertes de valeur et autres charges		0,6		-		0,2		-		0,8
Charges de restructuration et autres frais de licenciement		12,1		(28,0)		4,0		8,5		(3,4)
Charges liées à l’intégration et la fusion		3,0		-		1,0		74,0		78,0
Modification des estimations comptables		11,8		-		10,1		-		21,9
Ajustements au titre de l'allocation du prix d'acquisition (PPA) - non liés aux amortissements		43,4		-		42,4		(8,0)		77,8
Ajustements au titre de l'allocation du prix d'acquisition (PPA) - liés aux amortissements		72,6		-		11,2		(0,5)		83,3
Sous-total		143,5		(28,0)		68,9		74,0		258,4
Résultat d’exploitation ajusté		433,8		319,3		49,3		(108,0)		694,4
Amortissement et dépréciation ajustés		181,5		20,6		22,6		2,7		227,4
EBITDA ajusté	$	615,3	$	339,9	$	71,9	$	(105,3)	$	921,8
Marge d’exploitation, reportée		9,3%		9,7%		-3,6%				6,0%
Marge d’exploitation ajustée		14,0%		8,9%		9,0%				9,6%
Marge d’EBITDA ajustée		19,8%		9,5%		13,1%				12,7%
		Semestre pro forma clos le 30 juin 2016
(incluant résultats hérités de FMC Technologies et ajustements PPA)		Subsea		Onshore/Offshore		Surface Technologies		Corporate et autres		Total
Chiffre d’affaires pro forma	$	4 779,8	$	4 230,3	$	653,4	$	(12,6)	$	9 650,9
Résultat d’exploitation du segment (avant impôt), pro forma	$	478,6	$	120,9	$	(99,3)	$	(262,3)	$	237,9
Charges et (crédits)
Pertes de valeur et autres charges		2,9		38,0		35,9		15,2		92,0
Charges de restructuration et autres frais de licenciement		22,1		26,6		9,8		0,5		59,0
Charges liées à l’intégration et la fusion		-		-		-		16,7		16,7
Ajustements au titre de l'allocation du prix d'acquisition (PPA) - non liés aux amortissements		43,4		-		42,4		(8,0)		77,8
Ajustements au titre de l'allocation du prix d'acquisition (PPA) - liés aux amortissements		72,6		-		11,2		(0,5)		83,3
Sous-total		141,0		64,6		99,3		23,9		328,8
Résultat d’exploitation ajusté		619,6		185,5		-		(238,4)		566,7
Amortissement et dépréciation ajustés		181,8		19,2		37,9		(0,2)		238,7
EBITDA ajusté	$	801,4	$	204,7	$	37,9	$	(238,6)	$	805,4
Marge d’exploitation, pro forma		10,0%		2,9%		-15,2%				2,5%
Marge d’exploitation ajustée		13,0%		4,4%		0,0%				5,9%
Marge d’EBITDA ajustée		16,8%		4,8%		5,8%				8,3%

TECHNIPFMC PLC ET FILIALES CONSOLIDÉES COMPARAISON DES RÉSULTATS FINANCIERS GAAP AVEC LES RÉSULTATS FINANCIERS NON-GAAP (En millions, non audités)
		30 juin, 2017		31 décembre, 2016
Trésorerie et équivalents de trésorerie	$	7 179,1	$	6 269,3
Dette à court terme et part courante de la dette à long terme		(471,2)		(683,6)
Dette à long terme, moins la part courante		(3 301,3)		(1 869,3)
Trésorerie nette	$	3 406,6	$	3 716,4

La trésorerie (endettement) nette est une donnée financière non-GAAP reflétant la trésorerie et les équivalents de trésorerie, hors dette. Le management utilise ce résultat financier non-GAAP pour évaluer la structure du capital de TechnipFMC et son levier financier. Le management estime que la trésorerie (endettement) nette est une donnée financière significative qui peut également aider les investisseurs à comprendre la performance financière de TechnipFMC et les tendances sous-jacentes de la structure de son capital.