- Résultats opérationnels solides grâce à une bonne qualité de réalisation dans tous les segments
- Prise de commandes totale de 2,2 milliards de dollars ; ratio prise de commandes sur chiffre d’affaires de 1,1 pour le segment Subsea
- Carnet de commandes résilient à 19,6 milliards de dollars, dont 9,4 milliards de dollars pour 2021
- Objectif de réduction des coûts de plus de 350 millions de dollars atteint, en avance sur le calendrier fixé
- Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 168 millions de dollars ; flux de trésorerie disponible de 95 millions de dollars
-
Perte par action diluée en US GAAP de 0,01 dollar
- Comprend des charges après impôts, nettes de crédits, de 0,17 dollar par action diluée
-
Bénéfice par action diluée ajusté, hors charges et crédits, de 0,16 dollar
- Comprend des gains de change de 0,02 dollar par action diluée
- Comprend les charges résultant de l’augmentation de la dette envers les partenaires de coentreprises de 0,14 dollar par action diluée
LONDRES & PARIS & HOUSTON–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News :
TechnipFMC plc (NYSE : FTI) (Paris : FTI) a annoncé aujourd’hui ses résultats du troisième trimestre 2020.
Résumé des états financiers – Troisième trimestre 2020
Une comparaison détaillée des états financiers US GAAP avec les états non-GAAP est présentée ci-dessous, ainsi que dans les annexes au présent document.
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Trimestre clos le |
30 septembre 2020 |
30 septembre |
Variation |
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Chiffre d’affaires |
3 335,7 $ |
3 335,1 $ |
0,0 % |
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Résultat (perte) net(te) |
(3,9) $ |
(119,1) $ |
n/m |
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Bénéfice (perte) dilué(e) par action |
(0,01) $ |
(0,27) $ |
n/m |
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EBITDA ajusté |
321,2 $ |
379,2 $ |
(15,3 %) |
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Marge d’EBITDA ajusté |
9,6 |
% |
11,4 |
% |
(180 pb) |
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Résultat net ajusté |
72,2 $ |
53,8 $ |
34,2% |
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BPA ajusté après dilution |
0,16 $ |
0,12 $ |
33,3 % |
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Prise de commandes |
2 227,4 $ |
2 610,6 $ |
(14,7 %) |
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Carnet de commandes |
19 646,1 $ |
24 115,3 $ |
(18,5 %) |
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Le chiffre d’affaires global de la société s’est établi à 3 335,7 millions de dollars. La perte nette a atteint 3,9 millions de dollars, soit 0,01 dollar par action diluée. Ces résultats comprennent des charges et crédits après impôts pour un total de 76,1 millions de dollars en charges, soit 0,17 dollar par action diluée. Le résultat net ajusté s’est élevé à 72,2 millions de dollars, soit 0,16 dollar par action diluée.
L’EBITDA ajusté, qui exclut les charges et crédits avant impôts, a atteint 321,2 millions de dollars, y compris un gain de change de devises de 5,6 millions de dollars, tandis que la marge d’EBITDA ajusté ressort à 9,6 % (Annexe 10).
Doug Pferdehirt, Président-Directeur Général de TechnipFMC, a déclaré : « Nous avons délivré des résultats opérationnels solides pour le troisième trimestre. Les trois segments ont connu une amélioration séquentielle de la marge d’EBITDA ajusté, avec un EBITDA ajusté total pour la société de 321 millions de dollars et une marge de 9,6 pour cent. Ces résultats ont été obtenus en travaillant en étroite collaboration avec nos clients, et nos solutions innovantes, l’excellence éprouvée de notre réalisation et notre solidité financière ont permis à notre portefeuille de projets de progresser au cours de cette période difficile ».
Doug Pferdehirt a poursuivi en ces termes : « Alors que nos clients continuent de réévaluer leurs priorités d’investissements, nous avons enregistré une croissance de notre prise de commandes. Celle-ci s’est établie à plus de 2,2 milliards de dollars, soit une augmentation séquentielle de 45 pour cent ; il s’agit de notre meilleur trimestre cette année, notamment grâce au segment Subsea où nous avons remporté des projets notables en Amérique du Sud et en Norvège. Avec l’activité de services et les projets prévus pour le reste de l’année, nous sommes convaincus que nous atteindrons une prise de commandes de 4 milliards de dollars dans le segment Subsea pour 2020 ».
« Technip Energies a conclu un contrat EPC pour le complexe d’hydrocraquage d’Assiout qui devrait être enregistré dans notre carnet de commandes d’ici la fin de l’année. Nous avons également annoncé un projet de modernisation du site de Shell à Moerdijk aux Pays-Bas, ce qui témoigne de notre leadership dans la technologie de l’éthylène et de notre capacité à réduire les émissions de CO2. »
« Par ailleurs, au niveau du segment Surface Technologies nous continuons à tirer parti de la force et la résilience de notre activité internationale, avec deux grandes opportunités de croissance que nous avons su saisir au Moyen-Orient. Ces nouveaux contrats nous donnent la possibilité d’augmenter notre part du marché des équipements haute spécification dans cette région. »
« Nous avons continué d’accélérer nos efforts de réduction des coûts et avons déjà atteint notre objectif annualisé d’économie de plus de 350 millions de dollars. Ces économies, combinées à notre dynamique de commandes, nous permettent de réaffirmer avec confiance nos prévisions financières de l’année pour tous les segments opérationnels. »
« Le digital est un autre facteur clé de notre transformation. Nous continuons d’appliquer les technologies digitales pour améliorer les solutions clients et étendre notre leadership sur le marché. Avec Subsea Studio™, nous exploitons les données de l’ensemble de nos projets dans le monde pour évaluer rapidement des scénarios de développement de champs, ce qui permet d’utiliser le Machine Learning et l’intelligence artificielle. Et notre offre iComplete ™ intégrée et numérique pour la complétion de puits à terre offre des avantages significatifs en termes de coût et d’efficacité, avec une réduction importante des coûts liés aux composants, aux connexions et aux activités d’exploitation. Le lancement de cette offre nous a permis d’élargir notre portefeuille de clients et d’augmenter notre part de marché. »
Doug Pferdehirt a ajouté : « Notre savoir-faire dans le domaine de la transition énergétique sur tous les segments nous permettra d’accompagner nos clients dans la réduction de leur empreinte carbone. Nous avons récemment annoncé une collaboration stratégique visant à accélérer le développement des technologies de l’hydrogène vert avec McPhy, un leader de la fabrication d’équipements utilisés pour la production et la distribution d’hydrogène vert. Nous sommes déjà un leader mondial dans le domaine de l’hydrogène et, par cette alliance avec McPhy, nous allons combiner nos compétences fondamentales en matière de technologie, d’ingénierie, d’intégration et de réalisation de projet pour développer des solutions d’hydrogène vert compétitives à grande échelle. »
En conclusion, Doug Pferdehirt a déclaré : « Au cours d’une période extrêmement difficile, les femmes et les hommes de TechnipFMC ont continué à délivrer de solides résultats opérationnels. Nous sommes restés concentrés sur le renforcement de notre position de leader et sur la mise à profit de notre flexibilité financière pour saisir de nouvelles opportunités de croissance. Nous sommes pleinement engagés dans la poursuite de notre transformation opérationnelle à travers de nouveaux modèles commerciaux, des technologies innovantes et des solutions digitales déployées dans toute l’organisation.. »
Principaux éléments financiers et opérationnels – Troisième trimestre 2020
Subsea
Principaux éléments financiers
Une comparaison détaillée des états financiers US GAAP avec les états non-GAAP est présentée ci-dessous, ainsi que dans les annexes au présent document.
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Trimestre clos le |
30 septembre |
30 septembre |
Variation |
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Chiffre d’affaires |
1 501,8 $ |
1 342,2 $ |
11,9 % |
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Résultat (perte) d’exploitation |
20,3 $ |
(79,6) $ |
n/m |
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EBITDA ajusté |
146,0 $ |
139,1 $ |
5,0 % |
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Marge d’EBITDA ajusté |
9,7% |
10,4% |
(70 pb) |
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Prise de commandes |
1 607,1 $ |
1 509,9 $ |
6,4 % |
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Carnet de commandes |
7 218,0 $ |
8 655,8 $ |
(16,6 %) |
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Au troisième trimestre, grâce à la bonne réalisation de ses commandes, le segment Subsea a enregistré un chiffre d’affaires de 1 501,8 millions de dollars, soit une hausse de 11,9 % par rapport à l’exercice précédent. La croissance du chiffre d’affaires liée aux activités de projet a été tout particulièrement importante aux États-Unis, en Norvège et en Afrique. Le chiffre d’affaires a augmenté séquentiellement de 9 pour cent, notamment grâce à l’amélioration continue de l’efficacité opérationnelle et une augmentation de l’activité de services Subsea.
Le segment Subsea a enregistré un résultat d’exploitation de 20,3 millions de dollars. Le résultat d’exploitation a augmenté par rapport au trimestre de l’année précédente, principalement en raison de la baisse significative des charges et des crédits pour la période considérée. Le résultat d’exploitation a séquentiellement profité de la finalisation de certains projets et de l’amélioration de l’utilisation des actifs lors du troisième trimestre.
L’EBITDA ajusté s’est établi à 146 millions de dollars avec une marge de 9,7 %. L’EBITDA ajusté a augmenté par rapport au trimestre de l’exercice précédent, l’augmentation des activités et les avantages résultant de nos initiatives de réduction des coûts ayant plus que compensé les inefficacités liées à la crise de la COVID-19 pendant le trimestre.
Faits marquants du troisième trimestre pour le segment Subsea
-
Neptune Energy Fenja iEPCI™ (Norvège)
Début de l’installation de la conduite à double enveloppe chauffée électriquement. -
BP Atlantis Phase 3 iEPCI™ (États-Unis)
Nous avons aidé le client à accélérer son démarrage. -
Woodside Pyxis iEPCI™ (Australie)
Installation réussie de deux arbres Subsea 2.0™. -
Shell BC-10 (Brésil)
Installation réussie d’un arbre Subsea 2.0™ : le puits est actuellement opérationnel et en production.
Les prises de commandes du segment Subsea du trimestre ont atteint 1 607,1 millions de dollars, soit un ratio de prises de commandes sur chiffre d’affaires de 1,1. Les contrats suivants ont été annoncés durant la période :
-
Projet Mero 2 de Libra Consortium (Brésil)
Grand* contrat attribué par Libra Consortium dans le cadre du projet Mero 2, et exploité par Petrobras. Le contrat couvre l’ingénierie, la fourniture des équipements, la construction, l’installation et la pré-mise en service des risers intra-champs et des flowlines pour la production, y compris les puits destinés à l’injection alternée d’eau et de gaz. Il comprend également l’installation et la pré-mise en service de lignes flexibles et d’ombilicaux en tube d’acier, ainsi que le remorquage et le raccordement de l’unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO). (
*Pour TechnipFMC, un « grand » contrat se situe entre 500 millions et 1 milliard de dollars.
-
Projet ExxonMobil Payara (Guyana)
Grand* contrat pour le système sous-marin du projet Payara au Guyana pour le compte d’Esso Exploration and Production Guyana Limited, filiale d’ExxonMobil. Le contrat couvre la fabrication et la livraison du système de production sous-marin, comprenant 41 arbres verticaux améliorés en eaux profondes et l’outillage associé, six risers flexibles et dix collecteurs ainsi que les équipements de contrôle et de raccordement associés.
*Pour TechnipFMC, un « grand » contrat se situe entre 500 millions et 1 milliard de dollars.
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Subsea |
Carnet de |
Carnet de |
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2020 (3 mois) |
1 068 $ |
36 $ |
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2021 |
3 402 $ |
129 $ |
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2022 et au-delà |
2 748 $ |
509 $ |
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Total |
7 218 $ |
674 $ |
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1 Le carnet de commandes de la période a augmenté de 78 millions de dollars en raison de l’impact du change de devises. |
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2 Le carnet de commandes n’inclut pas l’intégralité du chiffre d’affaires potentiel pour les services Subsea. |
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3 Le carnet de commandes non consolidé reflète la part proportionnelle du carnet de commandes liée à des coentreprises qui ne sont pas consolidées en raison de la participation minoritaire détenue dans celles-ci. |
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Technip Energies
Principaux éléments financiers
Une comparaison détaillée des états financiers US GAAP avec les états non-GAAP est présentée ci-dessous, ainsi que dans les annexes au présent document.
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Trimestre clos le (En millions) |
30 septembre 2020 |
30 septembre 2019 |
Variation |
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Chiffre d’affaires |
1 608,2 $ |
1 596,3 $ |
0,7 % |
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Résultat d’exploitation |
129,5 $ |
284,6 $ |
(54,5 %) |
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EBITDA ajusté |
174,5 $ |
304,2 $ |
(42,6 %) |
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Marge d’EBITDA ajusté |
10,9 |
% |
19,1 |
% |
(820 pb) |
|
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|
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|
Prise de commandes |
412,8 $ |
696,0 $ |
(40,7 %) |
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Carnet de commandes |
12 059,2 $ |
15 030,8 $ |
(19,8 %) |
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Au troisième trimestre, le segment Technip Energies a enregistré un chiffre d’affaires de 1 608,2 millions de dollars, soit pratiquement le même chiffre que pour le trimestre de l’exercice précédent. Le chiffre d’affaires a bénéficié de la montée en puissance du projet Arctic LNG 2 et d’une activité accrue sur des projets aval en Afrique, en Amérique du Nord et en Inde, ce qui a plus que compensé la baisse anticipée du chiffre d’affaires lié au projet Yamal LNG. Le chiffre d’affaires a augmenté séquentiellement de 4,5 pour cent, notamment grâce à l’amélioration de l’efficacité opérationnelle de notre chaîne logistique et sur nos chantiers.
Le segment Technip Energies a enregistré un résultat d’exploitation de 129,5 millions de dollars ; l’EBITDA ajusté a atteint 174,5 millions de dollars avec une marge de 10,9 %. Le résultat d’exploitation a baissé de 54,5 % par rapport au trimestre de l’exercice précédent, principalement en raison d’une moindre contribution du projet Yamal LNG et d’une reconnaissance de marge plus faible dans des projets en phase préliminaire, dont Arctic LNG 2. Malgré l’environnement difficile, la réalisation des projets est restée solide dans tout le portefeuille. Le résultat d’exploitation a augmenté séquentiellement de 9,7 pour cent si on exclut le montant de 113,2 millions de dollars octroyé lors d’un règlement en justice favorable obtenu au second trimestre.
Faits marquants du troisième trimestre pour le segment Technip Energies
-
Arctic LNG 2 (Russie)
Avancement de la construction sur tous les chantiers en Chine et sur le site de la péninsule de Gydan. -
Eni Coral South FLNG (Mozambique)
7 modules sur 13 ont été installés sur la coque en Corée du Sud, confirmant le bon déroulement de la campagne de levage des modules et de la phase d’intégration -
Dow Chemical Company LHC-9 (États-Unis)
Notre savoir-faire en matière de technologie et de conception a aidé Dow à dépasser la capacité de 2 000 KTA dans sa nouvelle unité de vapocraquage du golfe du Mexique, qui est la plus grande unité d’éthylène en service au monde.
Faits marquants en matière de partenariat et d’alliance
-
Bioraffinerie de carburant d’aviation durable de LanzaTech (États-Unis)
La technologie propriétaire d’éthanol à éthylène de TechnipFMC, Hummingbird®, a été sélectionnée par LanzaTech Inc. pour une application qui, combinée avec la technologie Alcohol-to-Jet (ATJ) de LanzaTech, pourra être utilisée pour fabriquer du carburant d’aviation durable en utilisant de l’éthanol comme matière première. Ces technologies durables seront déployées dans une première bioraffinerie intégrée de démonstration à échelle commerciale de LanzaJet sur le site de Freedom Pines de LanzaTech à Soperton, en Géorgie, aux États-Unis ; l’unité produira 10 millions de gallons (38 millions de litres) par an de SAF et de diesel renouvelable à partir de sources d’éthanol durables.
Les prises de commandes du segment Technip Energies ont atteint 412,8 millions de dollars ce trimestre, soit un ratio de prises de commandes sur chiffre d’affaires de 0,3. Les contrats et études d’avant-projet suivants ont été annoncés durant la période :
-
Modernisation des fours d’éthylène de l’usine Shell Moerdijk (Pays-Bas)
Contrat significatif* auprès de Shell Moerdijk portant sur l’ingénierie, la fourniture des équipements et la fabrication (EPF) d’équipements propriétaires et de services associés pour huit fours de production d’éthylène au complexe pétrochimique de Moerdijk aux Pays-Bas. Ces nouveaux fours vont utiliser la technologie de TechnipFMC de disposition innovantes des tubes de vapocraquage en plusieurs rangées et remplaceront, sans perte de capacité, les 16 anciens fours, tout en augmentant l’efficacité énergétique et en réduisant les émissions de gaz à effet de serre du site.
*Pour TechnipFMC, un contrat « significatif » se situe entre 75 et 250 millions de dollars.
-
Usine GNL de Sakhalin-1 Russian Far East (Fédération russe)
Contrat FEED octroyé par Exxon Neftegas Ltd pour l’usine GNL de 6,2 Mtpa à construire à De-Kastri, Khabarovsk Krai, en Russie. Ce contrat témoigne de notre leadership dans les services d’ingénierie et l’EPC pour les grands projets GNL. -
Séquestration de CO2 au Qatar (Qatar)
Contrat d’étude d’ingénierie et pré-FEED pour un projet CO2 de 5 Mtpa au Qatar ; il s’agit du plus grand site de récupération et de séquestration de carbone de la région. -
Production d’hydrogène (mer du Nord au Royaume-Uni)
Genesis a conclu un contrat d’étude conceptuelle visant à identifier une manière propre de produire de l’hydrogène à partir du gaz naturel en mer du Nord.
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Technip Energies |
Carnet de |
Carnet de |
|
2020 (3 mois) |
1 611 $ |
146 $ |
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2021 |
5 790 $ |
828 $ |
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2022 et au-delà |
4 658 $ |
1 025 $ |
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Total |
12 059 $ |
1 999 $ |
|
1 Le carnet de commandes de la période a augmenté de 122 millions de dollars en raison de l’impact du change de devises. |
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2 Le carnet de commandes non consolidé reflète la part proportionnelle du carnet de commandes liée à des coentreprises qui ne sont pas consolidées en raison de la participation minoritaire détenue dans celles-ci.
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Surface Technologies
Principaux éléments financiers
Une comparaison détaillée des états financiers US GAAP avec les états non-GAAP est présentée ci-dessous, ainsi que dans les annexes au présent document.
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Trimestre clos le (En millions) |
30 septembre |
30 septembre |
Variation |
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Chiffre d’affaires |
225,7 $ |
396,6 $ |
(43,1 %) |
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|
Résultat (perte) d’exploitation |
(7,0) $ |
6,1 $ |
n/m |
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EBITDA ajusté |
17,3 $ |
44,4 $ |
(61,0 %) |
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Marge d’EBITDA ajusté |
7,7% |
11,2% |
(350 pb) |
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|
Prise de commandes |
207,5 $ |
404,7 $ |
(48,7 %) |
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Carnet de commandes |
368,9 $ |
428,7 $ |
(13,9 %) |
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Au troisième trimestre, le segment Surface Technologies a enregistré un chiffre d’affaires de 225,7 millions de dollars, soit une diminution de 43,1 % par rapport au trimestre de l’exercice précédent. La baisse est essentiellement attribuable à la chute substantielle de l’activité des opérateurs en Amérique du Nord. Ailleurs, le chiffre d’affaires est resté plutôt stable, avec un léger déclin dû à la baisse d’activité. Presque 70 pour cent du chiffre d’affaires total du segment a été généré en dehors de l’Amérique du Nord pendant la période.
Le segment Surface Technologies a enregistré une perte d’exploitation de 7 millions de dollars ; l’EBITDA ajusté a atteint 17,3 millions de dollars avec une marge de 7,7 %. Le résultat d’exploitation a diminué essentiellement en raison du déclin significatif du nombre d’appareils de forage et des activités liées aux complétions des puits en Amérique du Nord. La baisse a toutefois été partiellement compensée par l’accélération des actions de réduction des coûts lancées durant le premier trimestre. Le résultat d’exploitation a séquentiellement augmenté grâce à une gamme de produits favorable, au programme de réduction des coûts et à la mise en œuvre améliorée des activités de fabrication.
Les prises de commandes du trimestre ont atteint 207,5 millions de dollars, une baisse par rapport à même trimestre de l’exercice précédent qui est essentiellement attribuable à la diminution considérable des activités en Amérique du Nord. Le carnet de commandes est de 368,9 millions de dollars, soit une diminution de 13,9 % par rapport au trimestre de l’exercice précédent. Compte tenu du cycle court inhérent à la nature de l’activité, les commandes se convertissent généralement en chiffre d’affaires dans les 12 mois qui suivent.
Faits marquants du troisième trimestre pour le segment Surface Technologies
-
Contrat-cadre de 5 ans (Oman)
Commandes prises pour des têtes de puits, des arbres et des services dans le cadre d’un nouveau contrat-cadre de 5 ans avec Petrogas Rima. -
Équipements haute spécification et services (Koweït)
Désigné pour fournir des équipements de gaz haute spécification et des services dans le pays pour le programme de 20 puits du client. -
Expansion des services (Emirats Arabes Unis)
Récompensé par un prix de « services » décerné par Crescent Petroleum pour la maintenance de ses têtes de puits et arbres pour son gisement de Nahrwan ; installation réussie d’arbres dans le cadre du programme d’exploration de gaz non conventionnel dans le Diyab de Total. -
Commercialisation réussie du système iCompleteTM(États-Unis)
Contrats conclus avec des opérateurs dans tous les grands bassins des États‑Unis pour notre système iComplete™ pour la complétion de puits à terre. -
Commandes de nouveaux systèmes de tête de puits UH-5 Unihead® (Malaisie)
Commandes reçues de Carigali Hess Operating Company (CHOC) pour accompagner sa migration vers nos nouveaux produits de têtes de puits qui réduisent le temps d’installation, améliorent la sécurité et diminuent le temps non productif des clients.
Corporate et autres éléments
Les charges corporate ont atteint 27,7 millions de dollars lors du trimestre. Excluant les charges et crédits qui totalisent 3,8 millions de dollars de dépenses, les charges corporate se sont élevées à 23,9 millions de dollars. Les résultats ont bénéficié de l’accélération des actions de réduction des coûts.
Les gains dus au change de devises se sont élevés à 5,6 millions de dollars pour le trimestre, notamment en raison des dates de comptabilisation des projets naturellement couverts.
Les charges d’intérêts nettes ont atteint un montant de 91,8 millions de dollars au cours du trimestre, montant comprenant l’augmentation de la dette à payer aux partenaires de coentreprises s’élevant à 61,9 millions de dollars.
La société a enregistré au cours du trimestre une provision pour impôt de 22,5 millions de dollars.
La dépréciation et l’amortissement se sont élevés à 108,5 millions de dollars pour le trimestre.
La société a clôturé le trimestre avec une trésorerie et des équivalents de trésorerie représentant un montant de 4 244 millions de dollars ; le montant de la trésorerie nette s’est élevé à 383,8 millions de dollars.
Prévision financière annuelle pour 20201
Les prévisions financières annuelles de la société pour 2020 sont disponibles dans le tableau ci-dessous. Les prévisions financières publiées le 29 juillet 2020 n’ont pas été modifiées.
Les prévisions financières de chaque segment ne tiennent pas compte des impacts futurs de la crise de COVID-19.
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Prévisions financières pour 2020 |
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Subsea |
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Technip Energies |
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Surface Technologies |
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Chiffre d’affaires compris dans une fourchette de 5,3 à 5,6 milliards de dollars |
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Chiffre d’affaires compris dans une fourchette de 6,3 à 6,8 milliards de dollars |
|
Chiffre d’affaires compris dans une fourchette de 950 à 1 150 millions de dollars |
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Marge d’EBITDA d’au moins 8,5 % (hors charges et crédits) |
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Marge d’EBITDA d’au moins 10 % (hors charges et crédits) |
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Marge d’EBITDA d’au moins 5,5 % (hors charges et crédits) |
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TechnipFMC |
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Charges corporate nettes comprises entre 130 et 150 millions de dollars |
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Charges d’intérêt nettes comprises entre 80 et 90 millions de dollars |
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(en excluant l’impact de la réévaluation du passif financier obligatoirement remboursable des partenaires) |
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Provision pour impôt de 80 à 90 millions de dollars |
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Dépenses d’investissement d’environ 300 millions de dollars |
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Flux de trésorerie disponible de 0 à 150 millions de dollars |
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(flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation moins les dépenses d’investissement) |
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1La prévision financière des segments pour 2020 tient compte des nouveaux paramètres opérationnels annoncés en 2019.
Contacts
Relations avec les investisseurs
Matt Seinsheimer
Vice-président, Relations avec les investisseurs
Tél. : +1 281 260 3665
E-mail : Matt Seinsheimer
Phillip Lindsay
Directeur chargé des relations avec les investisseurs (pour l’Europe)
Tél. : +44 (0) 20 3429 3929
E-mail : Phillip Lindsay
Relations avec les médias
Christophe Bélorgeot
Vice-président senior engagement de l’entreprise
Tél. : +33 1 47 78 39 92
E-mail : Christophe Belorgeot
Brooke Robertson
Directrice relations publiques
Tél. : +1 281 591 4108
E-mail : Brooke Robertson