Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2018

Missione

Realizzare progetti straordinari spingendo sempre oltre le frontiere dell'innovazione facendo leva sulla competenza delle nostre persone e sulla solidità, multiculturalità e integrità di un distintivo modello organizzativo. Affrontare e vincere le sfide poste dall'evoluzione degli scenari e dalle loro interconnessioni, cogliendo le opportunità per continuare a creare valore economico e sociale per i nostri stakeholder.

Valori

Innovazione; salute, sicurezza e ambiente; multiculturalità; passione; integrità.

Disclaimer

I dati e le informazioni previsionali devono ritenersi "forward-looking statements" e pertanto, non basandosi su meri fatti storici, hanno per loro natura una componente di rischiosità e di incertezza, poiché dipendono anche dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri al di fuori del controllo della Società, quali ad esempio: le variazioni dei tassi di cambio, le variazioni dei tassi di interesse, la volatilità dei prezzi delle commodity, il rischio di credito, il rischio di liquidità, il rischio HSE, gli investimenti dell'industria petrolifera e di altri settori industriali, l'instabilità politica in aree in cui il Gruppo è presente, le azioni della concorrenza, il successo nelle trattative commerciali, il rischio di esecuzione dei progetti (inclusi quelli relativi agli investimenti in corso), nonché i cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business. I dati consuntivi possono pertanto variare in misura sostanziale rispetto alle previsioni.

Alcuni dei rischi citati risultano meglio approfonditi nelle Relazioni Finanziarie.

I dati e le informazioni previsionali si riferiscono alle informazioni reperibili alla data della loro diffusione; al riguardo Saipem SpA non assume alcun obbligo di rivedere, aggiornare e correggere gli stessi successivamente a tale data, al di fuori dei casi tassativamente previsti dalle norme applicabili.

Le informazioni e i dati previsionali forniti non rappresentano e non potranno essere considerati dagli interessati quali valutazioni a fini legali, contabili, fiscali o di investimento né con gli stessi si intende generare alcun tipo di affidamento e/o indurre gli interessati ad alcun investimento.

I Paesi di attività di Saipem

EUROPA

Albania, Austria, Bulgaria, Cipro, Croazia, Danimarca, Francia, Grecia, Italia, Lussemburgo, Norvegia, Paesi Bassi, Polonia, Portogallo, Regno Unito, Romania, Spagna, Svezia, Svizzera, Turchia

AMERICHE

Argentina, Bolivia, Brasile, Canada, Cile, Colombia, Ecuador, Guyana, Messico, Perù, Stati Uniti, Venezuela

CSI

Azerbaijan, Georgia, Kazakhstan, Russia, Turkmenistan

AFRICA

Algeria, Angola, Congo, Egitto, Ghana, Libia, Marocco, Mozambico, Nigeria, Uganda

MEDIO ORIENTE

Arabia Saudita, Emirati Arabi Uniti, Iraq, Kuwait, Oman, Qatar

ESTREMO ORIENTE E OCEANIA

Australia, Cina, Corea del Sud, India, Indonesia, Malaysia, Singapore, Taiwan, Thailandia, Vietnam

Organi sociali e di controllo di Saipem SpA

CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE1 Presidente Francesco Caio

Amministratore Delegato (CEO) Stefano Cao

Consiglieri Maria Elena Cappello, Claudia Carloni, Paolo Fumagalli, Federico Ferro-Luzzi, Ines Mazzilli, Leone Pattofatto, Paul Schapira

COLLEGIO SINDACALE2 Presidente Mario Busso

Sindaci effettivi Giulia De Martino Riccardo Perotta

Sindaci supplenti Francesca Michela Maurelli Maria Francesca Talamonti

(1) Nominato dall'Assemblea del 3 maggio 2018 per gli esercizi 2018, 2019 e 2020, e comunque con scadenza alla data dell'Assemblea che sarà convocata per l'approvazione del bilancio di esercizio al 31 dicembre 2020.

(2) Nominato dall'Assemblea del 28 aprile 2017 per tre esercizi e comunque fino alla data dell'Assemblea per l'approvazione del bilancio al 31 dicembre 2019.

Società di revisione EY SpA

RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE CONSOLIDATA al 30 giugno 2018

Risultati del semestre Struttura partecipativa del Gruppo Saipem	2 3
Relazione intermedia sulla gestione
Nota sull'andamento del titolo Saipem SpA	8
Glossario	10
Andamento operativo	15
Il contesto di mercato	15
Le acquisizioni e il portafoglio	16
Gli investimenti	16
Engineering & Construction Offshore	18
Engineering & Construction Onshore	23
Drilling Offshore	27
Drilling Onshore	30
Commento ai risultati economico-finanziari	32
Risultati economici	32
Situazione patrimoniale e finanziaria	36
Rendiconto finanziario riclassificato	38
Principali indicatori reddituali e finanziari	40
Sostenibilità	41
Attività di ricerca e sviluppo	42
Salute, sicurezza e ambiente Risorse umane	46 48
Sistema informativo	53
Gestione dei rischi d'impresa	55
Altre informazioni	69
Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati	72
utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori
Bilancio consolidato semestrale abbreviato
Schemi di bilancio	76
Note illustrative al bilancio consolidato semestrale abbreviato	83
Informazioni relative alla censura formulata dalla Consob ai sensi dell'art. 154-ter, comma 7,	132
del D.Lgs. n. 58/1998 e alla comunicazione degli Uffici di Consob in data 6 aprile 2018
Attestazione a norma delle disposizioni dell'art. 154-bis,	135
comma 5 del D.Lgs. n. 58/1998 (Testo Unico della Finanza)
Relazione della Società di revisione	136

Risultati del semestre

Nel corso del primo semestre del 2018 il Consiglio di Amministrazione ha approvato un nuovo orientamento strategico della Società e la modifica del modello organizzativo. In particolare:

il business Engineering & Construction Offshore è stato identificato come "core" con l'obiettivo di mantenerne e rafforzarne la posizione di leadership anche tramite investimenti mirati;
il business Engineering & Construction Onshore si focalizzerà sul completamento del turnaround, volto al recupero della marginalità, anche attraverso un riposizionamento del portafoglio attività;
per i business Drilling, sia Onshore che Offshore, continueranno gli sforzi di efficientamento e analizzeranno eventuali opzioni strategiche in un'ottica di massimizzazione del valore.

Coerentemente con quanto sopra, è stato approvato un cambiamento organizzativo volto a completare il processo di divisionalizzazione iniziato nel 2017, che comporterà una piena autonomia delle singole Divisioni in ambito: commerciale, esecuzione progetti, tecnologia e Ricerca & Sviluppo, strategie di business, partnership, etc. Tale processo sarà concluso entro la fine del 2018. A seguito dell'adozione del nuovo orientamento strategico e della modifica del modello organizzativo è stata coerentemente aggiornata la procedura di impairment test della Cash Generating Unit del Gruppo.

Nel primo semestre del 2018 Saipem ha registrato una buona performance operativa, ottima nel settore Engineering & Construction Offshore.

I ricavi adjusted ammontano a 3.839 milioni di euro, in flessione del 16,4%, a causa della contrazione di attività nei settori E&C Offshore e Onshore, nonché nel settore Drilling Offshore.

L'EBITDA adjusted ammonta a 483 milioni di euro (524 milioni di euro nel primo semestre del 2017); la flessione è attribuibile principalmente al Drilling Offshore, a causa dei minori impegni contrattuali della flotta.

Il risultato netto adjusted ammonta a 6 milioni di euro, rispetto ai 92 milioni di euro del primo semestre del 2017; a fronte di un risultato operativo adjusted stabile, il miglioramento degli oneri finanziari, dovuto a minori differenze cambio, è stato più che assorbito da significativi oneri su partecipazioni derivanti dal peggioramento di un contratto eseguito in una società in joint venture, nonché da un aumento del tax rate e del risultato di terzi.

Il risultato netto è negativo per 323 milioni di euro; sconta rispetto al risultato netto adjusted i seguenti special items:

svalutazioni di immobilizzazioni materiali e immateriali derivanti dal test di impairment per 256 milioni di euro, principalmente a causa della riduzione delle rate prospettiche (oltre il periodo di piano) nel Drilling Offshore e dell'aggiornamento del tasso di sconto;
svalutazioni di circolante e accantonamento costi per 51 milioni di euro in relazione ad alcuni giudizi pendenti da tempo su progetti ormai conclusi, derivanti dall'attività di periodico monitoraggio legale dell'evoluzione del complessivo contenzioso;
oneri da riorganizzazione per 22 milioni di euro.

Il settore Engineering & Construction Offshore ha espresso il 45,6% dei ricavi; l'Engineering & Construction Onshore il 42,3% dei ricavi; il Drilling Offshore il 5,7% dei ricavi e il Drilling Onshore il 6,4% dei ricavi.

L'indebitamento finanziario netto al 30 giugno 2018 ammonta a 1.325 milioni di euro, in leggero incremento rispetto al 31 dicembre 2017 (1.296 milioni di euro). Nel corso del semestre il flusso di cassa del periodo e il controllo del capitale circolante e degli investimenti hanno consentito di assorbire gli esborsi per l'acquisto del mezzo navale Engineering & Construction Offshore e per il pagamento del debito verso Sonatrach relativo al lodo arbitrale LPG.

Gli investimenti tecnici effettuati nel corso del primo semestre del 2018, principalmente riferiti all'acquisto del mezzo navale Saipem Constellation, ammontano a 313 milioni di euro (147 milioni di euro nel primo semestre del 2017).

Nel corso del primo semestre del 2018 Saipem ha acquisito nuovi ordini per un totale di 3.986 milioni di euro (2.088 milioni di euro nel primo semestre del 2017). Il portafoglio ordini al 30 giugno 2018 ammonta a 12.580 milioni di euro (4.467 milioni di euro nell'Engineering & Construction Offshore, 6.663 milioni di euro nell'Engineering & Construction Onshore, 785 milioni di euro nel Drilling Offshore e 665 milioni di euro nel Drilling Onshore), di cui 3.572 milioni di euro da realizzarsi nel 2018.

Struttura partecipativa del Gruppo Saipem

(società controllate)

Saipem SpA

Relazione intermedia sulla gestione

Nota sull'andamento del titolo Saipem SpA

Nel corso del primo semestre del 2018 la quotazione delle azioni ordinarie Saipem presso la Borsa Italiana ha registrato un incremento di circa il 2%. Nello stesso periodo l'indice settoriale americano OSX, che raggruppa le società di servizi all'industria petrolifera, ha registrato un incremento di circa il 3%, mentre l'indice FTSE MIB, il listino dei maggiori titoli italiani, ha registrato un decremento pari all'1%.

A inizio 2018 il titolo ha confermato l'andamento rialzista iniziato nell'ultimo mese del 2017, in un clima generalmente positivo per il settore dell'energia, favorito dall'accordo tra OPEC e Russia sull'estensione dei tagli alla produzione al 2018 che ha determinato l'aumento del prezzo del petrolio. Il 24 gennaio l'azione Saipem ha raggiunto la quotazione massima del semestre a 4,14 euro.

Dalla fine del mese di gennaio il mutamento del clima sui principali mercati azionari internazionali, alimentato dalle incertezze riguardanti l'andamento dell'economia globale e lo scenario politico statunitense, ha determinato una discesa dell'azione fino a toccare i 3,33 euro (14 febbraio).

Nelle settimane successive il titolo Saipem ha avuto un comportamento volatile, in linea con i mercati finanziari internazionali e il prezzo del petrolio.

All'inizio del mese di marzo la pubblicazione dei risultati annuali 2017 e dei target per il 2018 ha provocato un tentativo di ripresa delle quotazioni, vanificato nei giorni successivi dai timori in merito ai tempi della ripresa del mercato Oil & Gas, che hanno portato il titolo Saipem a toccare il minimo del semestre il 9 aprile a 3,10 euro.

La fase di debolezza del titolo Saipem si è trascinato fino agli inizi di maggio quando, in seguito alla pubblicazione di alcuni report positivi da parte di importanti analisti finanziari e del rinnovato clima di fiducia sulle prospettive del settore Oil Services, è stata registrata una repentina ripresa del titolo con volumi importanti in acquisto, che sospingono la quotazione fino a 4,01 euro il 22 maggio.

Nella parte finale del mese di maggio si è verificato uno storno di tutto il settore dei servizi petroliferi, con il titolo Saipem in ribasso a 3,56 euro il 29 maggio, per poi recuperare fino al valore di 3,91 euro il 12 giugno, sostenuto dall'acquisizione di tre rilevanti contratti e nonostante l'andamento negativo della Borsa di Milano a causa delle incertezze dello scenario politico italiano.

L'azione ha chiuso il semestre a 3,93 euro, sospinta da un'impennata del prezzo del petrolio, per effetto di una rinnovata convergenza tra i Paesi dell'OPEC, delle sanzioni verso l'Iran e dell'instabilità in Libia.

Alla fine del mese di giugno la capitalizzazione di mercato di Saipem era di circa 3,9 miliardi di euro. In termini di liquidità del titolo, le azioni trattate nel semestre sono state 1,4 miliardi (1,1 miliardi nel corrispondente periodo del 2017), con una media giornaliera di periodo che si attesta sugli 11 milioni di titoli scambiati (8,6 milioni nel corrispondente periodo del 2017). Il controvalore degli scambi è stato di 5,1 miliardi di euro, rispetto ai 4,6 miliardi di euro registrati durante il primo semestre del 2017.

Per quanto riguarda le azioni di risparmio, convertibili alla pari in azioni ordinarie, alla fine del mese di giugno 2018 il loro numero era di 10.598. Il loro valore, influenzato dalla scarsissima liquidità, non ha registrato variazioni durante il semestre, attestandosi su una quotazione di 40,0 euro a inizio e fine periodo.

Quotazioni alla Borsa Valori di Milano	2014	2015	2016	2017	1° semestre 2018

Azioni ordinarie:
- massima	26,29	16,06	9,17	5,65	4,14
- minima	10,46	8,94	3,02	2,96	3,10
- media	20,88	11,33	4,23	3,83	3,57
- fine periodo	11,05	9,47	5,36	3,83	3,93
Azioni di risparmio:
- massima	128,74	110,71	62,00	60,00	41,00
- minima	99,49	58,27	39,00	40,00	40,00
- media	113,96	96,28	57,17	46,13	40,16
- fine periodo	110,71	58,27	54,10	40,00	40,00

I valori della tabella sono stati riadeguati in seguito al raggruppamento azionario e all'aumento di capitale.

Saipem e FTSE MIB - Valori medi mensili gennaio 2013-luglio 2018

Glossario

Termini finanziari

Beta coefficiente che definisce la misura del rischio sistematico di un'attività finanziaria, ovvero la tendenza del rendimento di un'attività a variare in coerenza con le variazioni del mercato di riferimento. Il beta è definito come rapporto tra la covarianza del rendimento di una specifica attività con il rendimento di mercato, e la varianza del rendimento di mercato.
CGU Cash Generating Unit (i.e. unità generatrice di flussi finanziari) corrispondente, nell'ambito dell'esecuzione del test di impairment, come il più piccolo gruppo identificabile di attività che genera flussi finanziari in entrata e/o in uscita, derivanti dall'uso continuativo delle attività, ampiamente indipendenti dai flussi finanziari in entrata e/o in uscita generati da altre attività o gruppi di attività.
EBIT (earnings before interest and tax) risultato operativo.
EBIT adjusted risultato operativo al netto di special items.
EBITDA (earnings before interest, taxes, depreciation and amortisation) margine operativo lordo.
EBITDA adjusted margine operativo lordo al netto di special items.
Headroom (Impairment Loss) eccedenza positiva (o negativa) del valore recuperabile di una CGU sul relativo valore di libro.
IFRS International Financial Reporting Standards (principi contabili internazionali) emanati dallo IASB (International Accounting Standards Board) e adottati dalla Commissione Europea. Comprendono gli International Financial Reporting Standards (IFRS), gli International Accounting Standards (IAS), le interpretazioni emesse dall'International Financial Reporting Interpretation Committee (IFRIC) e dallo Standing Interpretations Committee (SIC) adottate dallo IASB. La denominazione di International Financial Reporting Standards (IFRS) è stata adottata dallo IASB per i principi emessi successivamente al maggio 2003. I principi emessi antecedentemente hanno mantenuto la denominazione di IAS.
Leverage misura il grado di indebitamento della società ed è calcolato come rapporto tra l'indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto.
OECD (Organisation for Economic Cooperation and Development) organizzazione per la cooperazione e lo sviluppo economico composta da trentacinque Paesi sviluppati aventi in comune un sistema di governo di tipo democratico e un'economia di mercato.
OPEC organizzazione dei Paesi esportatori di petrolio.
ROACE (Return on Average Capital Employed) indice di rendimento del capitale investito calcolato come rapporto tra il risultato netto prima degli interessi di terzi azionisti aumentato degli oneri finanziari netti correlati all'indebitamento finanziario netto, dedotto il relativo effetto fiscale, e il capitale investito netto medio.
Special items componenti reddituali derivanti da eventi o da operazioni non ricorrenti o non rappresentativi della normale attività di business.
WACC Weighted Average Cost of Capital (i.e. costo medio ponderato del capitale) calcolato come media ponderata del costo del capitale di debito dell'impresa e del costo del capitale di rischio, definito sulla base della metodologia del Capital Asset Pricing Model (CAPM), in coerenza con il rischio specifico del business di Saipem, misurato dal beta del titolo Saipem.
Write off cancellazione o riduzione del valore di un asset patrimoniale.

Attività operative

Acque convenzionali profondità d'acqua inferiori ai 500 metri.
Acque profonde profondità d'acqua superiori ai 500 metri.
Buckle detection sistema che, basandosi sull'utilizzo di onde elettromagnetiche, nel corso della posa è in grado di segnalare il collasso o la deformazione della condotta posata sul fondo.
Bundles fasci di cavi.
Campi marginali campi petroliferi con scarse risorse sfruttabili o giunti a una fase di declino delle produzione per i quali si cerca di estendere la vita utilizzando tecnologie a basso rischio di costo-efficacia.
Carbon Capture and Storage tecnologia che permette di catturare il carbonio presente negli effluenti gassosi degli impianti di combustione o di trattamento degli idrocarburi e di stoccarlo a lungo termine in formazioni geologiche sotterranee, riducendo o eliminando così l'emissione in atmosfera di anidride carbonica.
Central Processing Facility unità produttiva per la prima trasformazione di petrolio e gas.
Cold stacked impianto inattivo con significativa riduzione del personale e con manutenzione ridotta.
Commissioning insieme delle operazioni necessarie per la messa in esercizio di un

gasdotto, degli impianti e delle relative apparecchiature.

Cracking processo chimico-fisico tipicamente realizzato all'interno di specifici impianti di raffinazione che ha lo scopo di spezzare le grosse molecole di idrocarburi ricavate dalla distillazione primaria del greggio ricavando frazioni più leggere.
Debottlenecking rimozione dei vincoli (in impianti/campo) che causano conseguentemente una più elevata produzione.
Deck area di coperta, o ponte di lavoro, di una piattaforma su cui sono montati gli impianti di processo, le apparecchiature, i moduli alloggio e le unità di perforazione.
Decommissioning operazione richiesta per mettere fuori servizio un gasdotto o un impianto o le apparecchiature collegate. Viene effettuato alla fine della vita utile dell'impianto in seguito a un incidente, per ragioni tecniche o economiche, per motivi di sicurezza e ambientali.
Deep-water vedi Acque profonde.
Downstream il termine downstream riguarda le attività inerenti il settore petrolifero che si collocano a valle dell'esplorazione e produzione.
Drillship (Nave di perforazione) nave dotata di propulsione propria in grado di effettuare operazioni di perforazione in acque profonde.
Dry-tree testa pozzo fuori acqua posta sulle strutture di produzione galleggianti.
Dynamic Positioned Heavy Lifting Vessel (Nave per grandi sollevamenti a posizionamento dinamico) mezzo navale dotato di gru di elevata capacità di sollevamento in grado di mantenere una posizione definita rispetto a un certo sistema di riferimento con elevata precisione mediante la gestione di propulsori (eliche), in modo da annullare le forzanti ambientali (vento, moto ondoso, corrente).
EPC (Engineering, Procurement, Construction) contratto tipico del segmento Engineering & Construction Onshore avente per oggetto la realizzazione di impianti nel quale la società fornitrice del servizio svolge le attività di ingegneria, approvvigionamento dei materiali e di costruzione. Si parla di "contratto chiavi in mano" quando l'impianto è consegnato pronto per l'avviamento, ovvero già avviato.
EPCI (Engineering, Procurement, Construction, Installation) contratto tipico del segmento Engineering & Construction Offshore avente per oggetto la realizzazione di un progetto complesso nel quale la società fornitrice del servizio (global or main contractor, normalmente una società di costruzioni o un consorzio) svolge le attività di ingegneria,

approvvigionamento dei materiali, di costruzione degli impianti e delle relative infrastrutture, di trasporto al sito di installazione e delle attività preparatorie per l'avvio degli impianti.

Fabrication yard cantiere di fabbricazione di strutture offshore.
Facility servizi, strutture e installazioni ausiliarie necessarie per il funzionamento degli impianti primari.
Farm out assegnazione del contratto da parte del cliente a un'altra entità per un periodo di tempo determinato.
FDS (Field Development Ship) mezzo navale combinato, dotato di posizionamento dinamico, con capacità di sollevamento e di posa di condotte sottomarine.
FEED (Front-end Engineering and Design) ingegneria di base e attività iniziali eseguite prima di iniziare un progetto complesso al fine di valutare aspetti tecnici e permettere una prima stima dei costi di investimento.
Field Engineer ingegnere di cantiere.
Flare alta struttura metallica utilizzata per bruciare il gas che si separa dal petrolio nei pozzi di petrolio, quando non è possibile utilizzarlo sul posto o trasportarlo altrove.
FLNG (Floating Liquefied Natural Gas) impianto galleggiante per il trattamento, la liquefazione e lo stoccaggio del gas, che viene poi trasferito su navi di trasporto verso i mercati di consumo finali.
Floatover metodo di installazione di moduli di piattaforme marine senza l'esecuzione di operazioni di sollevamento. Un mezzo navale specifico trasporta il modulo da installare, si posiziona internamente ai punti di sostegno, varia il proprio assetto operando sulle casse di zavorra e abbassandosi posa il modulo sui punti di sostegno. Una volta che il modulo è a contatto con i punti di sostegno, il mezzo navale si sfila e si provvede ad assicurare il modulo alla struttura di supporto.
Flowline tubazione impiegata per il collegamento e il trasporto della produzione dei singoli pozzi a un collettore o a un centro di raccolta o trattamento.
FPSO vessel sistema galleggiante di produzione, stoccaggio e trasbordo (Floating Production Storage and Offloading), costituito da una petroliera di grande capacità, in grado di disporre di un impianto di trattamento degli idrocarburi di notevole dimensioni. Questo sistema, che viene ormeggiato a prua per mantenere una posizione geostazionaria, è in effetti, una piattaforma temporaneamente fissa, che collega le teste di pozzo sottomarine, mediante collettori verticali (riser) dal fondo del mare, ai sistemi di bordo di trattamento, stoccaggio e trasbordo.
FPU (Floating Production Unit) unità di produzione galleggiante.
FSHR (Free Standing Hybrid Risers) sistema che consiste in un tubo verticale di acciaio (detto "riser") che viene mantenuto in tensione da un modulo di galleggiamento posizionato vicino alla superficie del mare, la cui spinta di galleggiamento assicura stabilità. Un tubo flessibile (jumper) collega la parte superiore del riser a un'unità di produzione galleggiante (FPU), mentre il riser viene ancorato al fondale attraverso un sistema di ancoraggio. Un tubo rigido (riser base jumper) collega la parte inferiore del FSHR fino alla parte terminale della pipeline (PLET).
FSRU (Floating Storage Re-gassification Unit) terminale galleggiante a bordo del quale il gas naturale liquefatto viene stoccato e poi rigassificato prima del trasporto in condotte.
Gas export line condotta di esportazione del gas dai giacimenti marini alla terraferma.
GNL Gas Naturale Liquefatto, ottenuto a pressione atmosferica con raffreddamento del gas naturale a -160 °C. Il gas viene liquefatto per facilitarne il trasporto dai luoghi di estrazione a quelli di trasformazione e consumo. Una tonnellata di GNL corrisponde a circa 1.500 metri cubi di gas.
GPL Gas di Petrolio Liquefatti, ottenuti in raffineria sia dal frazionamento primario del greggio che da altri processi successivi; gassosi a temperatura ambiente e pressione atmosferica, sono liquefabili per la sola moderata compressione a temperatura ambiente e quindi si immagazzinano quantitativi rilevanti in recipienti metallici di agevole maneggiabilità.
Gunitatura (concrete coating) rivestimento e zavorramento di condotte posate sul fondo del mare mediante cemento armato in modo da proteggere l'esterno della condotta da urti e corrosioni.
Hydrocracking (impianto di) impianto all'interno del quale è realizzato il processo di separazione delle grosse molecole di idrocarburi.
Hydrotesting operazione eseguita con acqua pompata ad alta pressione (più alta della pressione operativa) nelle condotte per verificarne la piena operatività e per assicurare che siano prive di difetti.
Hydrotreating processo di raffineria avente come scopo il miglioramento delle caratteristiche di una frazione petrolifera.
Ice Class classificazione per indicare il livello aggiuntivo di potenziamento e altri assetti che consentono a una nave di navigare tra i ghiacci marini.
International Oil Company compagnie a capitale privato, tipicamente quotate su mercati azionari, coinvolte in diversi modi nelle attività petrolifere upstream e/o downstream.
Jacket struttura reticolare inferiore di una piattaforma fissata mediante pali a fondo mare.
Jack-up unità marina mobile di tipo autosolle-

vante, per la perforazione dei pozzi offshore, dotata di uno scafo e di gambe a traliccio.

J-laying (posa a "J") posa di una condotta utilizzando una rampa di varo quasi verticale per cui la condotta assume una configurazione a "J". Questo tipo di posa è adatta ad alti fondali.
Lay-up mezzo inattivo con sospensione del periodo di validità della certificazione di classe.
Leased FPSO FPSO (Floating Production, Storage and Offloading) per il quale contrattista e cliente (Oil Company) ricorrono alla forma contrattuale "Lease", attraverso la quale il locatario (cliente/Oil Company) utilizza l'FPSO pagando al locatore (contrattista) un corrispettivo detto "canone" per un periodo di tempo determinato. Il locatario ha il diritto di acquistare l'FPSO alla scadenza del contratto.
Local Content sviluppare le competenze locali, trasferire le proprie conoscenze tecniche e manageriali, e rafforzare la manodopera e l'imprenditoria locale, attraverso le proprie attività di business e le iniziative di supporto per le comunità locali.
LTI (Lost Time Injury) infortunio con perdita di tempo. Un LTI è un qualsiasi infortunio connesso con il lavoro che rende la persona infortunata temporaneamente inabile a eseguire un lavoro regolare o un lavoro limitato in un qualsiasi giorno/turno successivo al giorno in cui si è verificato un infortunio.
Midstream settore costituito dalle attività dedicate alla costruzione e gestione di infrastrutture per il trasporto idrocarburi.
Moon pool apertura dello scafo delle navi di perforazione per il passaggio delle attrezzature necessarie all'attività.
Mooring ormeggio.
Mooring buoy sistema di ormeggio in mare aperto.
Multipipe subsea sistema di separazione gravitazionale gas/liquido caratterizzato da una serie di separatori verticali di piccolo diametro che operano in parallelo (applicazione per acque profonde).
National Oil Company compagnie di proprietà dello Stato, o da esso controllate, coinvolte in diversi modi nelle attività di esplorazione, produzione, trasporto e trasformazione degli idrocarburi.
NDT (Non Destructive Testing) Controlli Non Distruttivi. Complesso di esami, prove e rilievi condotti impiegando metodi che non alterano il materiale alla ricerca e identificazione di difetti strutturali.
NDT Phased Array metodo NDT (Non Destructive Testing) basato sull'uso di ultrasuoni per rilevare difetti in una struttura o una saldatura.
Offshore/Onshore il termine offshore indica un tratto di mare aperto e, per estensione, le attività che vi si svolgono; onshore è riferito alla terra ferma e, per estensione, alle attività che vi si svolgono.
Oil Services Industry settore industriale

che fornisce servizi e/o prodotti alle National o International Oil Company ai fini dell'esplorazione, produzione, trasporto e trasformazione degli idrocarburi.

Ombelicale cavo flessibile di collegamento che, in un unico involucro, contiene cavi e tubi flessibili.
Pig apparecchiatura che viene utilizzata per pulire, raschiare e ispezionare una condotta.
Piggy back pipeline pipeline di piccolo diametro, posto al di sopra di un altro pipeline di diametro maggiore, destinato al trasporto di altri prodotti rispetto a quello trasportato dalla linea principale.
Pile lungo e pesante palo di acciaio che viene infisso nel fondo del mare; l'insieme di più pali costituisce una fondazione per l'ancoraggio di una piattaforma fissa o di altre strutture offshore.
Pipe-in-pipe condotta sottomarina, formata da due tubazioni coassiali, per il trasporto di fluidi caldi (idrocarburi). Il tubo interno ha la funzione di trasportare il fluido. Nell'intercapedine tra i due tubi si trova del materiale coibente per ridurre lo scambio termico con l'ambiente esterno. Il tubo esterno assicura la protezione meccanica dalla pressione dell'acqua.
Pipe-in-pipe forged end terminazione forgiata di un doppio tubo coassiale.
Pipelayer mezzo navale per posa di condotte sottomarine.
Pipeline sistema per il trasporto di greggio, di prodotti petroliferi e di gas naturale costituito da una condotta principale e dai relativi apparati e macchine ausiliarie.
Pipe Tracking System (PTS) sistema informatico volto ad assicurare la completa tracciabilità dei componenti di una condotta sottomarina installata durante l'esecuzione di un progetto.
Piping and Instrumentation Diagram (P&ID) schema che rappresenta tutte le apparecchiature, le tubazioni, la strumentazione con le relative valvole di blocco e di sicurezza di un impianto.
Pre-commissioning lavaggio ed essiccamento della condotta.
Pre-drilling template struttura di appoggio per una piattaforma di perforazione.
Pre Travel Counselling suggerimenti di tipo sanitario sulla base delle condizioni di salute di chi viaggia, informando adeguatamente il lavoratore sui rischi specifici e la profilassi da adottare in base al Paese di destinazione.
Pulling operazione di intervento su un pozzo per eseguire manutenzioni e sostituzioni marginali.
QHSE (Qualità, Health, Safety, Environment) Qualità, Salute, Sicurezza, Ambiente.
Rig impianto di perforazione, composto da una struttura a traliccio (torre), dal piano sonda su cui la torre è installata, e dalle attrezzature accessorie per le operazioni di discesa, risalita e rotazione della batteria di perforazione e per il pompaggio del fango.
Riser collettore utilizzato nei pozzi offshore

con testa pozzo sottomarina per collegarla con la superficie.

ROV (Remotely Operated Vehicle) mezzo sottomarino senza equipaggio guidato e alimentato via cavo, utilizzato per attività di ispezione e per lavori subacquei.
Shale gas gas metano prodotto da giacimenti non convenzionali costituiti da roccia argillosa.
Shale Oil petrolio non convenzionale prodotto dai frammenti di rocce di scisto bituminoso.
Shallow water vedi Acque convenzionali.
Sick Building Syndrome insieme di disturbi causati dalle condizioni dell'ambiente di lavoro, senza cause identificabili, ma eventualmente attribuibili alla presenza di composti organici volatili, formaldeide, muffe, acari.
S-laying (posa a "S") posa di una condotta mediante l'avanzamento della nave sfruttando le qualità elastiche dell'acciaio, per cui la condotta assume una configurazione a "S", con una estremità sul fondo e l'altra tenuta in tensione a bordo della nave. La posa a "S" viene utilizzata per i fondali medio-bassi.
Slug catcher impianto per la depurazione del gas.
Smart stacking periodo di fermo che prevede un'ottimizzazione dei costi e l'applicazione di un piano di preservation dell'impianto.
Sour water acqua che contiene una certa quantità di contaminanti disciolti.
Spar sistema di produzione galleggiante, ancorato al fondo marino mediante un sistema di ancoraggio semi-rigido, costituito da uno scafo cilindrico verticale che supporta la struttura di una piattaforma.
Spare capacity rapporto tra produzione e capacità produttiva, riferita alla quantità di petrolio in eccesso, che non deve essere utilizzato per far fronte alla domanda.
Spool inserto di collegamento tra una tubazione sottomarina e il riser di una piattaforma, o comunque inserto per collegare due estremità di tubazioni.
Spoolsep impianto con funzione di separare l'acqua dal petrolio nel trattamento del greggio.
Strato Pre-Salt formazione geologica presente sulle piattaforme continentali al largo delle coste dell'Africa e del Brasile.
Stripping processo mediante il quale i prodotti volatili indesiderati sono allontanati dalla miscela liquida o dalla massa solida in cui sono disciolti.
Subsea processing attività svolta nell'ambito dello sviluppo di campi di petrolio e/o gas naturale in mare e legata alla strumentazione e alle tecnologie necessarie per l'estrazione, il trattamento e il trasporto di tali fluidi sotto il livello del mare.
Subsea tiebacks collegamento di nuovi campi petroliferi a strutture fisse o flottanti già esistenti.
Subsea treatment è un nuovo processo per lo sviluppo dei giacimenti marginali. Il sistema

prevede l'iniezione e il trattamento di acqua di mare direttamente sul fondo marino.

SURF (Subsea, Umbilicals, Risers, Flowlines) facility: insieme di condotte e attrezzature che collegano un pozzo o un sistema sottomarino con un impianto galleggiante.
Tandem Offloading metodo finalizzato al trasferimento di un flusso liquido (sia petrolio che gas liquefatto) fra due unità offshore collocate una in fila all'altra, attraverso l'utilizzo di un sistema aereo, flottante o sottomarino (in contrapposizione allo scarico side-by-side, in cui due unità offshore sono posizionate l'una accanto all'altra).
Tar sands sabbie bituminose, ossia miscele di argilla, sabbia, fango, acqua e bitume. Il bitume è composto principalmente da idrocarburi ad alto peso molecolare e può essere trasformato in diversi prodotti petroliferi.
Template struttura sottomarina rigida e modulare sulla quale vengono a trovarsi tutte le teste pozzo del giacimento.
Tender assisted drilling unit (TAD) impianto di perforazione costituito da una piattaforma offshore su cui è installata una torre di perforazione, collegata a una nave di appoggio, che ospita le infrastrutture ancillari necessarie a fornire assistenza alle attività di perforazione.
Tendon tubi tiranti e stabilizzanti utilizzati per tensionare le Tension Leg Platform per permettere alla piattaforma la necessaria stabilità per la sua operatività.
Tension Leg Platform (TLP) piattaforma galleggiante di tipo fisso, mantenuta in posizione tramite un sistema tensionato di ancoraggio a cassoni di zavorra collocati a fondo mare. Il campo di applicazione di queste piattaforme è quello degli alti fondali.
Termination for convenience diritto del contraente di recedere unilateralmente dal contratto in base alla propria convenienza, salvo il pagamento di un corrispettivo, con-

trattualmente pattuito, per l'esercizio di tale diritto (cd. "termination fee").

Tie-in collegamento di una condotta di produzione a un pozzo sottomarino o semplicemente giunzione di due tratti di pipeline.
Tight oil idrocarburo presente a grandi profondità allo stato liquido e "intrappolato" in rocce impermeabili che ne impediscono la fuoriuscita con una normale estrazione.
Topside parte emersa di una piattaforma.
Trenching scavo di trincea, eseguito per la posa di condotte a terra e a mare.
Treno insieme di unità che realizzano un processo complesso di raffinazione, petrolchimico, di liquefazione o rigassificazione del gas naturale. Un impianto può essere composto da uno o più treni, di uguale capacità e funzionanti in parallelo.
Trunkline condotta utilizzata per il trasporto di greggio proveniente dai grandi depositi di stoccaggio ai luoghi di produzione, alle raffinerie, ai terminali costieri.
Upstream il termine upstream riguarda le attività di esplorazione e produzione idrocarburi.
Vacuum secondo stadio della distillazione del greggio.
Warm Stacking impianto inattivo, ma pronto a riprendere l'attività operativa in caso di acquisizione di un contratto. Il personale è al completo e la manutenzione ordinaria viene normalmente eseguita.
Wellhead (testa pozzo) struttura fissa che assicura la separazione del pozzo dall'ambiente esterno.
Wellhead Barge (WHB) nave attrezzata per le attività di drilling, work over e produzione (parziale o totale), collegata agli impianti di processo e/o stoccaggio.
Workover operazione di intervento su un pozzo per eseguire consistenti manutenzioni e sostituzioni delle attrezzature di fondo, che convogliano i fluidi di giacimento in superficie. - Yard cantiere.

ANDAMENTO OPERATIVO

Il contesto di mercato

I primi sei mesi del 2018 hanno confermato i segnali di recupero intravisti verso la fine del 2017, collegati alla ripresa della domanda complessiva e dell'inflazione: la crescita mondiale del PIL rispetto al 2017 è stimata di poco inferiore al 4%. Si conferma un trend positivo sia nei mercati emergenti, come in Asia (in particolare in India), che nelle economie avanzate, mentre si registra un rallentamento in Medio Oriente e Nord Africa.

Nei primi mesi del 2018 il prezzo del petrolio ha registrato un valore medio intorno ai 71 dollari al barile, in crescita sostanziale rispetto al valore medio di 53 dollari al barile raggiunto nel 2017, arrivando, nella seconda parte del semestre, al superamento della soglia dei 79 dollari al barile. Il prolungato recupero è stato influenzato dall'incremento dei consumi, dal perdurare delle tensioni geopolitiche in aree critiche come il Medio Oriente (in particolare in Iran) e dal rinnovo degli accordi di tagli alla produzione tra i Paesi dell'OPEC.

Per quanto concerne gli investimenti nell'industria Oil & Gas, dopo due anni consecutivi di decrescita (2015 e 2016) e qualche segnale di ripresa nel 2017, si prevede un 2018 in lieve recupero. Sebbene la crescita, nel corso del 2017, fosse dovuta quasi esclusivamente al mercato delle perforazioni terra in Nord America, quindi legato agli sviluppi non convenzionali, nel 2018 si prevedono lievi miglioramenti sugli investimenti anche nei mercati internazionali e in particolare del Sud America, Africa e Medio Oriente. Dopo un periodo di slittamenti nelle assegnazioni di progetti e cancellazioni delle iniziative a maggiore rischio, si è registrato un aumento delle decisioni finali di investimento da parte delle società petrolifere. Dopo il periodo prolungato di flessione del mercato iniziato nella seconda metà del 2014,

portafoglio ordini per area geografica

		Gruppo Saipem - Ordini acquisiti nel primo semestre 2018
Esercizio				Primo semestre	Primo semestre
2017		(milioni di euro)		2017	2018
Importi	%		Importi	%	Importi	%
1.947	26	Saipem SpA	260	12	2.893	73
5.452	74	Imprese del Gruppo	1.828	88	1.093	27
7.399	100	Totale	2.088	100	3.986	100
3.404	46	Engineering & Construction Offshore	1.345	65	1.573	39
3.566	48	Engineering & Construction Onshore	444	21	2.298	58
303	4	Drilling Offshore	253	12	59	2
126	2	Drilling Onshore	46	2	56	1
7.399	100	Totale	2.088	100	3.986	100
57	1	Italia	46	2	1.012	25
7.342	99	Estero	2.042	98	2.974	75
7.399	100	Totale	2.088	100	3.986	100
1.040	14	Gruppo Eni	316	15	105	3
6.359	86	Terzi	1.772	85	3.881	97
7.399	100	Totale	2.088	100	3.986	100

le principali società del settore hanno dovuto adattarsi a un contesto industriale caratterizzato da minori volumi di attività, promuovendo una strategia di riduzione costi. Si è assistito, in diversi casi, a programmi di ristrutturazione e a operazioni di fusione e incorporazione, al fine di rimanere il più possibile competitivi sul mercato, rafforzando la struttura finanziaria e diversificando i business tradizionali, anche al di fuori dell'ambito Oil & Gas.

Le acquisizioni e il portafoglio

Le acquisizioni di nuovi ordini nel corso del primo semestre del 2018 ammontano a 3.986 milioni di euro (2.088 milioni di euro nel corrispondente periodo del 2017).

La variazione del portafoglio ordini residuo, pari a 29 milioni di euro rispetto ai 12.363 milioni di euro comunicati al 31 dicembre 2017, è relativa all'effetto dell'applicazione del principio contabile IFRS 15; in dettaglio: 16 milioni di euro sono relativi a contratti del settore Drilling Offshore, 8 milioni di euro a contratti del settore E&C Onshore e 5 milioni di euro a contratti del settore Drilling Onshore.

Delle acquisizioni complessive, il 39% riguarda l'attività Engineering & Construction Offshore, il 58% l'attività Engineering & Construction Onshore, il 2% il Drilling Offshore e l'1% il Drilling Onshore.

Le acquisizioni all'estero rappresentano il 75% del totale; le acquisizioni di contratti da imprese del Gruppo Eni il 3%. Le acquisizioni della Capogruppo Saipem SpA sono state il 73% di quelle complessive.

Il portafoglio ordini residuo al 30 giugno ammonta a 12.580 milioni di euro.

Per quanto riguarda l'articolazione per settori di attività, il 36% del portafoglio ordini residuo è attribuibile all'attività Engineering & Construction Offshore, il 53% all'attività Engineering & Construction Onshore, il 6% al Drilling Offshore e il 5% al Drilling Onshore.

Il 90% degli ordini è da eseguirsi all'estero; quelli verso le imprese del Gruppo Eni rappresentano il 4% del portafoglio totale. La Capogruppo Saipem SpA ha in carico il 44% del portafoglio ordini residuo.

		Gruppo Saipem - Portafoglio ordini al 30 giugno 2018
30.06.2017		(milioni di euro)		31.12.2017 (a)	30.06.2018
Importi	%		Importi	%	Importi	%
4.063	35	Saipem SpA	3.385	27	5.576	44
7.654	65	Imprese del Gruppo	9.007	73	7.004	56
11.717	100	Totale	12.392	100	12.580	100
4.513	38	Engineering & Construction Offshore	4.644	38	4.467	36
5.020	43	Engineering & Construction Onshore	5.946	47	6.663	53
1.171	10	Drilling Offshore	947	8	785	6
1.013	9	Drilling Onshore	855	7	665	5
11.717	100	Totale	12.392	100	12.580	100
657	6	Italia	444	4	1.297	10
11.060	94	Estero	11.948	96	11.283	90
11.717	100	Totale	12.392	100	12.580	100
891	8	Gruppo Eni	702	6	493	4
10.826	92	Terzi	11.690	94	12.087	96
11.717	100	Totale	12.392	100	12.580	100

(a) Restated per effetto dell'applicazione del nuovo principio IFRS 15.

Gli investimenti

Gli investimenti tecnici effettuati nel primo semestre del 2018 ammontano a 313 milioni di euro (147 milioni di euro nel primo semestre 2017) e hanno principalmente riguardato:

per l'Engineering & Construction Offshore 262 milioni di euro: acquisto del mezzo navale Saipem Constellation e interventi di mantenimento e upgrading di mezzi esistenti;
per l'Engineering & Construction Onshore 8 milioni di euro: acquisto di attrezzature;
per il Drilling Offshore 25 milioni di euro: upgrading della nave di perforazione Saipem 12000 per l'acquisto del secondo BOP, lavori di classe del mezzo di perforazione autosollevante Perro Negro 7, oltre a interventi di manutenzione e upgrading sugli altri mezzi;
per il Drilling Onshore 18 milioni di euro: upgrading di impianti destinati a operare in Kazakhstan e Arabia Saudita, nonché interventi di mantenimento e upgrading di mezzi esistenti.

In sintesi, gli investimenti del primo semestre del 2018 presentano la seguente articolazione:

Investimenti
Esercizio 2017	(milioni di euro)	2017	Primo semestre 2018
57	Saipem SpA	32	292
205	Imprese del Gruppo	115	21
262	Totale	147	313
114	Engineering & Construction Offshore	41	262
8	Engineering & Construction Onshore	2	8
78	Drilling Offshore	63	25
62	Drilling Onshore	41	18
262	Totale	147	313

Gli investimenti relativi alle singole attività sono descritti nei paragrafi che seguono.

Engineering & Construction Offshore

Quadro generale

La divisione Engineering & Construction Offshore è dotata di una competenza ingegneristica e di project management di eccellenza e di un'importante flotta navale, tecnologicamente all'avanguardia e di grande versatilità. Queste distintive capacità e competenze, unitamente a un forte presidio in mercati strategici di frontiera determinato dalla presenza di cantieri di fabbricazione in alcuni Paesi quali Nigeria, Angola, Brasile, Arabia Saudita e Indonesia, assicurano un modello industriale particolarmente adatto per i progetti EPCI.

L'ultima aggiunta alla flotta, la nave posatubi rigidi e flessibili in modalità reel-lay e di sviluppo sottomarino Saipem Constellation, completa le capacità di Saipem nel mercato SURF e in particolare nel mercato subsea tieback, in crescita. Con il suo sistema di posizionamento dinamico (DP classe 3), la classificazione Ice Class A1, le capacità di posa multipla, la gru da 3.000 tonnellate, la Saipem Constellation rappresenta un'imbarcazione unica "one-stop-shop" per eseguire complessi progetti in acque profonde in modo sicuro ed efficiente.

La divisione Engineering & Construction Offshore è leader nel segmento per lo sviluppo dei giacimenti in acque profonde anche grazie ad altri mezzi tra i quali la nave FDS 2, un monoscafo lungo 183 metri, largo 32 metri, con un avanzato sistema di posizionamento dinamico (DP classe 3), dotato di un sistema di prefabbricazione e varo a "J" in alta profondità di tubi in quadruplo giunto fino a un diametro di 36 pollici, con una capacità di tiro e ritenuta di 2.000 tonnellate, con la possibilità di installare un sistema di varo a "S". Il mezzo, grazie anche alla gru da 1.000 tonnellate e due verricelli da 750 e 500 tonnellate, entrambi dotati di sistema attivo di compensazione del moto ondoso, è idoneo all'esecuzione dei progetti più complessi in acque profonde. Gli altri mezzi che completano la flotta per lo sviluppo dei giacimenti su alto fondale sono la nave FDS, dotata di posizionamento dinamico e di gru per il sollevamento fino a 600 tonnellate, nonché di un sistema per la posa di condotte in verticale fino a una profondità superiore ai 2.000 metri e la Normand Maximus, una nave noleggiata a lungo termine per le sue caratteristiche di installazione subacquea e posa di ombelicali e linee flessibili, grazie alla gru da 900 tonnellate e alla torre verticale che ha una capacità di tensionamento di 550 tonnellate.

Nel mercato delle condotte tra la flotta di proprietà Saipem spicca la nave posatubi Castorone, un monoscafo lungo 330 metri e largo 39 metri, che è stato progettato per eseguire i più sfidanti progetti di posa per grandi diametri e alte profondità, ma con la necessaria flessibilità e produttività per essere efficace anche in progetti di minor complessità. Le sue caratteristiche principali sono il posizionamento dinamico (DP classe 3), la capacità di prefabbricare e varare tubi in triplo giunto di diametro fino a 60 pollici (incluso il rivestimento) con una capacità di tensionamento di 1.000 tonnellate (fino a 1.500 tonnellate in condizioni di allagamento del tubo attraverso l'utilizzo di una speciale clampa brevettata), la linea di varo a elevata automazione composta da sette stazioni di lavoro, lo stinger modulare per il varo sia in basse che alte profondità con un avanzato sistema di controllo e la possibilità di lavorare in ambienti estremi (Ice Class A0).

Tra gli altri mezzi navali si evidenziano la nave semisommergibile Saipem 7000, con posizionamento dinamico, capacità di sollevamento di 14.000 tonnellate e di posa di condotte in acque ultra-profonde con il sistema a "J", idoneo a mantenere in sospensione durante la posa un peso complessivo di 1.450 tonnellate, la Castoro Sei, nave posatubi semisommergibile idonea per la posa di condotte di grande diametro e infine la Saipem 3000, in grado di posare linee flessibili, ombelicali e sistemi di ormeggio in acque profonde fino a 3.000 metri e di installare strutture fino a 2.200 tonnellate.

Saipem, attraverso la costante manutenzione e il continuo aggiornamento e miglioramento dei propri mezzi, in linea con lo sviluppo tecnologico e le richieste dei clienti, è continuamente impegnata nella gestione e sviluppo della flotta al fine di preservarne le capacità operative e di sicurezza in un contesto di mercato in continuo sviluppo.

Saipem è costantemente impegnata in un processo di innovazione tecnologica e le tecnologie, sia esistenti che in fase di sviluppo, mirano a essere utilizzate durante tutto l'arco della vita del campo (Life of Field); ad esempio: lo studio e l'industrializzazione di sistemi di processo e trattamento sottomarino, come ad esempio lo SPRINGS sviluppato con Total e Veolia, che si occupa del trattamento delle acque sottomarine per l'acqua di mare da iniettare nei pozzi; la nuova generazione di piattaforme ROV residenti e autonome, Hydrone; e le nostre tecnologie di long tieback.

I nostri sforzi tecnologici mirano a mantenere il più alto livello di sicurezza, efficienza e produttività dei nostri beni, obiettivo raggiunto tramite le nostre tecnologie legate alla saldatura, all'automazione e alla digitalizzazione.

Il contesto di mercato di riferimento

Il primo semestre del 2018 ha mostrato lievi miglioramenti negli investimenti Offshore da parte delle società petrolifere che si prevedono continuare nella seconda metà del 2018.

Tuttavia, il livello di recupero è diverso nelle varie aree e segmenti geografici: Medio Oriente, America Latina e Africa stanno vivendo il maggiore aumento della spesa in investimenti; al contrario stabile, se non in riduzione, in Asia-Pacifico, Russia e Mar Caspio. Per quanto riguarda i segmenti, vi è una netta divergenza tra la spesa in investimenti relativa allo sviluppo sottomarino e la spesa relativa agli sviluppi di superficie, ossia contratti EPCI per topside e le loro struttura di supporto.

Quest'ultima categoria sta subendo il più basso livello di progetti sanzionati nell'arco temporale 2015-2018, a causa della concentrazione degli investimenti delle compagnie petrolifere negli sviluppi tieback sottomarini più rapidi e meno costosi, massimizzando l'utilizzo degli asset di superficie già esistenti. La spesa in investimenti per lo sviluppo sottomarino relativo ai servizi è invece leggermente in aumento rispetto allo scorso anno.

Nel corso del primo semestre ci sono stati anche deboli segnali di una ripresa più a lungo termine; infatti, l'aspettativa di un aumento del prezzo del petrolio, così come l'efficienza dei costi ottenuta durante gli anni della crisi, stanno portando a un aumento del numero di decisioni finali di investimento (FID) positive prese dalle Oil Company, migliorando quindi le aspettative del settore per le attività dei prossimi dodici/trentasei mesi. Da inizio anno il numero di FID visibili è sostanzialmente in linea con lo stesso periodo dell'anno scorso (che in realtà era già migliore del precedente); le dichiarazioni delle compagnie petrolifere suggeriscono che entro la fine dell'anno ci possa essere un numero maggiore di progetti autorizzati. A oggi il Mare del Nord e la Norvegia sono state le aree più attive, con oltre la metà dei progetti assegnati in tutto il mondo da inizio anno. I tieback sottomarini sono di gran lunga la soluzione preferita, mantenendo le dimensioni degli sviluppi approvati ancora piccole, con poche eccezioni.

Gli investimenti

Nella divisione Engineering & Construction Offshore gli investimenti del semestre, fatta eccezione per l'acquisizione del mezzo Saipem Constellation, sono principalmente riconducibili a interventi di mantenimento e upgrading di mezzi esistenti.

Le acquisizioni

Le acquisizioni più significative nel corso del primo semestre del 2018 sono relative a:

per conto Barzan Gas Co, un nuovo contratto in Medio Oriente, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e installazione relative a due condotte di esportazione, due condotte di interconnessione, elementi di raccordo tra le condotte e varie strutture sottomarine;
per conto ConocoPhilips, un nuovo contratto nel Mare del Nord, che prevede le attività di smantellamento dei topside e jacket della piattaforma LOGGS;
per conto Al Khafji Joint Operations (KJO), un nuovo progetto nel Golfo Arabico, che comprende le attività di ingegneria, installazione e commissioning di una nuova condotta per il trasporto del greggio.

Le realizzazioni

Di seguito si riportano i maggiori e più significativi progetti in esecuzione o completati nel corso del primo semestre del 2018.

In Arabia Saudita:

per conto Saudi Aramco, sono quasi terminate le attività di ingegneria e procurement dei progetti 19 jackets e Manifa; sono in corso le attività di installazione relative ai progetti Safaniya e Marjan Zulf stipulati tutti nell'ambito dell'accordo-quadro con Saudi Aramco; tali contratti prevedono le attività di progettazione, ingegneria, approvvigionamento, costruzione, installazione e messa in opera di sistemi sottomarini e includono la posa di condotte, cavi sottomarini e ombelicali, platform deck e jacket;
per conto Saudi Aramco, sono terminate le attività nell'ambito del progetto Arbi 20/23, che prevedeva le attività di ingegneria, approvvigionamento, fabbricazione, trasporto e installazione di strutture, piattaforme e condotte;
per conto Saudi Aramco, nell'ambito del progetto Karan, sono in fase di completamento

le attività di ingegneria, approvvigionamento, fabbricazione, trasporto e installazione di strutture offshore, tra cui una piattaforma per monitoraggio, un modulo di produzione testa pozzo, di due piattaforme ausiliari e una condotta;

per conto Saudi Aramco, sono in fase di completamento le attività di fabbricazione e sono in corso le attività di installazione per il contratto Abu Safah, che prevede le fasi di ingegneria, approvvigionamento, fabbricazione, trasporto e installazione per la realizzazione di due jacket, due deck, linee flessibili e cavi compositi nel campo;
per conto Al Khafji Joint Operations (KJO), sono iniziate le attività di ingegneria e approvvigionamento per il contratto Laying of new hout crude, che prevede le fasi di ingegneria, approvvigionamento, costruzione, installazione e avviamento di una nuova condotta per il trasporto del greggio.

In Qatar, per conto Barzan, sono iniziate le attività di ingegneria e approvvigionamento relative al contratto Barzan Novated Items & Pipeline, che prevede le fasi di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e installazione relative a due condotte di esportazione e interconnessione, elementi di raccordo tra le condotte e varie strutture sottomarine.

In Guyana, per conto ExxonMobil, sono in corso le attività di ingegneria e approvvigionamento relative al progetto Liza, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione, installazione di risers, flowline, strutture associate e collegamenti per lo sviluppo del campo Liza situato a 120 miglia al largo delle coste della Guyana, a una profondità di 1.800 metri. Il contratto prevede inoltre il trasporto e l'installazione di ombelicali, fondamenta e collettori per pozzi e impianti di iniezione di acqua e gas.

Nel Golfo del Messico:

per conto Pemex, nell'ambito del progetto per lo sviluppo del campo di Lakach, le attività sono ridotte al minimo dopo la sospensione del progetto da parte del cliente. Il progetto prevede servizi di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e installazione del sistema di connessione tra il campo offshore e l'impianto di condizionamento del gas a terra;
per conto Dragados Offshore de Mexico SA de Cv, sono continuate le attività di pianificazione e ingegneria relative al progetto CA-KU-A1, che prevede le attività di trasporto e installazione di una piattaforma di compressione nel Golfo del Messico.

In Indonesia, per conto BP Berau Ltd, sono quasi terminate le attività di fabbricazione e sono in corso le attività di installazione relative al progetto Tangguh LNG Expansion. Il progetto prevede l'installazione di due piattaforme non presidiate e condotte sottomarine.

In Africa Occidentale:

per conto Total Upstream Nigeria Ltd, in Nigeria, sono in corso le attività di installazione relative al contratto per lo sviluppo sottomarino del campo di Egina. Il contratto prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, fabbricazione, installazione e messa in servizio di condotte sottomarine per la produzione di idrocarburi e l'esportazione del gas, strutture di collegamento flessibili e cavi ombelicali;
per conto Eni Angola, sono terminate le attività di installazione relative al progetto West HUB Development, che prevedeva la costruzione e la relativa installazione, in acque profonde, di umbilicals, risers e flowlines necessari allo sviluppo del Blocco 15/06;
per conto Eni Angola, sono in corso le attività relative al progetto Vandumbu, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e installazione necessarie allo sviluppo del campo Vandumbu in acque profonde;
per conto Eni Ghana, sono proseguite le attività di ingegneria e approvvigionamento relative al progetto EPCI Takoradi, che prevede le attività di ingegneria, procurement e costruzione delle infrastrutture necessarie ad aumentare la capacità delle stazioni gas situate presso i porti di Takoradi e Tema in Ghana.

In Egitto, per conto Petrobel, sono iniziate le attività di installazione nell'ambito del progetto Zohr Oru Ramp Up, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e installazione relative alla fase "Optimised Ramp Up" del progetto di sviluppo del campo gas di Zohr.

Nel Mare del Nord:

per conto Statoil, proseguono le attività per il progetto Johan Sverdrup Export Pipeline, che prevede l'installazione di un gasdotto e di un oleodotto per la raffineria di Mongstad;
per conto BP, continuano le attività nell'ambito del progetto Miller decommissioning, che prevede le attività di smantellamento dei topside e jacket della piattaforma Miller;
per conto Dong Exploration & Production, proseguono le attività nell'ambito del progetto Hornsea Wind Power, che prevede il trasporto e l'installazione di piattaforme offshore;
per conto Nord Stream 2 AG, sono proseguite le attività preparatorie relative al progetto Landfall, che prevede la realizzazione dell'ultimo tratto della relativa pipeline che attraversa il Mar Baltico e del suo approdo a terra a Greiswald in Germania;
per conto ConocoPhilips, sono iniziate le attività relative al progetto LOGGS, che prevede le attività di smantellamento dei topside e jacket di una piattaforma.

In Azerbaijan, per conto BP, sono in fase di completamento le attività relative al progetto Shah Deniz 2, che prevede servizi di trasporto e installazione di jacket e topside, sistemi di produzione e le strutture sottomarine per lo sviluppo della Fase 2 del campo Shah Deniz. Nell'ambito dell'Accordo Quadro per la Fase 2 del progetto continuano le attività del contratto Call-off 007 per il trasporto e l'installazione di sistemi di produzione e strutture sottomarine, la posa di cavi in fibra ottica e gli ombelicali di produzione, l'avviamento, la fornitura dell'equipaggio e la gestione operativa del nuovo mezzo navale, le attività di supporto al mezzo e, dal 2017, la gestione di una base marittima.

In Italia, per conto Trans Adriatic Pipeline AG, nell'ambito del progetto Trans Adriatic Pipeline, continuano le attività di ingegneria per l'installazione di una condotta per il trasporto del gas tra Albania e Italia attraverso il Mare Adriatico. Le attività in Italia sono iniziate a novembre 2017, mentre le attività in Albania sono iniziate a partire dal secondo trimestre del 2018.

Mezzi navali al 30 giugno 2018

Saipem 7000	Nave semisommergibile autopropulsa a posizionamento dinamico per il sollevamento di strutture fino a 14.000 tonnellate e la posa a "J" di tubazioni a profondità fino a 3.000 metri.
Saipem Constellation	Nave a posizionamento dinamico per la posa di condotte rigide o flessibili in modalità reel-lay in acque ultra profonde, dotata di una gru con capacità di ritenuta di 3.000 ton nellate e due tensionatori ciascuno con capacità di 400 tonnellate.
Saipem FDS	Nave a posizionamento dinamico per lo sviluppo di giacimenti in acque profonde, dotata di una torre di varo a "J" con capacità di ritenuta fino a 750 tonnellate per la posa di con dotte fino a 22 pollici di diametro oltre i 2.000 metri di profondità, con capacità di solle vamento fino a 600 tonnellate.
Saipem FDS 2	Nave a posizionamento dinamico per lo sviluppo di giacimenti in acque profonde, dotata di una torre di varo a "J" con capacità di ritenuta fino a 2.000 tonnellate fino a 3.000 metri di profondità per il varo per la posa di condotte del diametro massimo di 36 pollici, predi sposta per la posa di condotte dello stesso diametro con la tecnica a "S" e con capacità di sollevamento fino a 1.000 tonnellate.
Castoro Sei	Nave posatubi semisommergibile per la posa di condotte di largo diametro e in profon dità fino a 1.000 metri.
Castorone	Nave posatubi autopropulsa a posizionamento dinamico in grado di posare con configu razione a "S" attraverso rampa di varo di oltre 120 metri di lunghezza installata a poppa, composta di tre elementi per il varo sia in basse che alte profondità, capacità di tensio namento fino a 1.000 tonnellate, idonea per la posa di condotte fino a 60 pollici di dia metro, con impianti di prefabbricazione a bordo per tubi in doppio e triplo giunto e capa cità di stoccaggio a bordo delle stesse.
Normand Maximus	Nave (noleggiata a lungo termine) a posizionamento dinamico per la posa di ombelicali e linee flessibili fino a 3.000 metri di profondità dotata di una gru con capacità di ritenuta fino a 900 tonnellate e una torre verticale con una capacità di tensionamento di 550 ton nellate e con la possibilità di posa di condotte rigide.
Saipem 3000	Nave sollevamento autopropulsa, a posizionamento dinamico, idonea per la posa di con dotte flessibili in acque profonde e per il sollevamento di strutture fino a 2.200 tonnellate.
Castoro II	Pontone posatubi e sollevamento, idoneo per la posa di condotte fino a 60 pollici di dia metro e per il sollevamento di strutture fino a 1.000 tonnellate.
Castoro 10	Pontone per la posa e l'interro di condotte fino a 60 pollici di diametro in acque poco profonde.
Castoro 12	Pontone idoneo per l'installazione di condotte fino a 40 pollici di diametro in bassissimo fondale da una profondità minima di 1,4 metri.
Castoro 16	Pontone per l'interro e la ricopertura di condotte fino a 40 pollici di diametro in bassissi mo fondale da una profondità minima di 1,4 metri.
Ersai 1	Pontone per sollevamento e installazione con possibilità di lavorare adagiata sul fondo del mare e in grado di posare con configurazione a "S", dotata di un sistema di rampe posatubi e di due gru cingolate, rispettivamente da 300 tonnellate e da 1.800 tonnellate.
Ersai 2	Pontone di lavoro con gru fissa per sollevamento di strutture fino a 200 tonnellate.
Ersai 3	Pontone di appoggio con magazzino, officina e uffici per 50 persone.
Ersai 4	Pontone di appoggio con officina e uffici per 150 persone.
Bautino 1	Pontone per scavo dopo varo e reinterro in basso fondale.
Bautino 2	Bettolina per esecuzione tie-in e trasporto materiali.
Ersai 400	Nave alloggio in grado di ospitare fino a 400 persone, dotata di rifugio in caso di evacua zione per H2S.
Castoro XI	Bettolina da trasporto carichi pesanti.
Castoro 14	Bettolina da carico in coperta.
Castoro 15	Bettolina da carico in coperta.
S42	Bettolina da carico in coperta, attualmente utilizzata per lo stoccaggio della torre per varo a "J" della Saipem 7000.
S43	Bettolina da carico in coperta.
S44	Bettolina per varo di piattaforme fino a 30.000 tonnellate.
S45	Bettolina per varo di piattaforme fino a 20.000 tonnellate.
S46	Bettolina da carico in coperta.
S47	Bettolina da carico in coperta.
S 600	Bettolina per varo di piattaforme fino a 30.000 tonnellate.

Engineering & Construction Onshore

Quadro generale

Nel segmento Engineering & Construction Onshore il Gruppo Saipem focalizza la propria attività prevalentemente sull'esecuzione di progetti di grandi dimensioni e complessità dal punto di vista ingegneristico, tecnologico e realizzativo, con un forte orientamento verso attività in aree complesse e difficili, remote e in condizioni ambientali particolarmente sfidanti.

Saipem ha raggiunto un posizionamento competitivo globale di eccellenza, fornendo una gamma completa di servizi integrati di ingegneria di base e di dettaglio, di approvvigionamento, di project management e di costruzione, rivolgendosi principalmente ai mercati dell'industria petrolifera, delle grandi infrastrutture civili e marine e delle attività ambientali. In numerosi mercati di attività, particolarmente rilevante è l'attenzione dedicata alla massimizzazione del contenuto locale nella realizzazione dei progetti.

Il contesto di mercato di riferimento

La fotografia dei primi sei mesi del 2018, basata sui progetti EPC visibili dichiarati al mercato, mostra un volume di assegnazioni in crescita rispetto allo stesso periodo degli ultimi tre anni. Dopo il picco raggiunto nel 2014, il mercato si è progressivamente ristretto e le società di ingegneria e costruzione che operano in questo settore hanno intrapreso un processo di rinnovamento coerente con il nuovo contesto di mercato, che riportasse al centro l'attenzione verso il cliente, la ricerca di nuove tecnologie e di opportunità, anche al di fuori dei mercati tradizionali, con una particolare attenzione all'efficienza e ai costi sui progetti. Un supporto alla ripresa è arrivato dal prezzo del petrolio che, dopo i minimi del 2016, si è portato a oltre 70 dollari al barile, permettendo alle società petrolifere di migliorare la propria redditività e ricominciare a investire. Pesano sul contesto attuale le tensioni geopolitiche in atto in diverse aree, come ad esempio in Iran dove la finalizzazione di nuovi progetti sta incontrando diversi ostacoli, a seguito anche delle sanzioni imposte dagli Stati Uniti.

La situazione di questi primi mesi è stata favorita dal volume dei contratti di tipo EPC assegnati nel segmento della Raffinazione, che rappresenta quasi la metà del volume totale nel periodo. Contratti importanti sono stati assegnati anche nel segmento LNG, Upstream, Fertilizzanti e Condotte. Assegnazioni di minore entità si sono registrate nel segmento della Petrolchimica.

A livello mondiale, una quota consistente dei progetti EPC assegnati si è localizzata in Medio Oriente (i progetti maggiori in Iraq, Bahrain, Emirati Arabi, Oman e Giordania) nei segmenti Raffinazione, Upstream, Fertilizzanti e Condotte; in Nord America assegnazioni principalmente nel segmento LNG, con assegnazioni minori nella Petrolchimica e Raffinazione; in Nord Africa (Egitto e Algeria) nei segmenti Upstream, Raffinazione, Condotte (acqua) e Fertilizzanti; in Asia-Pacifico (India, Mongolia e progetti minori in diversi altri Paesi) nei segmenti Fertilizzanti, Raffinazione, LNG, e con progetti minori anche nella Petrolchimica e Upstream; in Russia-Asia Centrale (Kazakhstan, Azerbaijan e progetti minori in Russia) nei segmenti della Raffinazione, Condotte e Upstream e in Africa (Nigeria) assegnazioni nel segmento nei Fertilizzanti e in Sud America (Brasile) nel segmento Upstream.

Il mercato Onshore dei primi sei mesi del 2018, rispetto allo stesso periodo dello scorso anno, mostra il segmento Upstream in flessione, nonostante importanti assegnazioni in Nord Africa, Medio Oriente e Sud America. Il segmento LNG risulta in crescita a seguito di progetti negli Stati Uniti grazie sia alle nuove assegnazioni che alle iniziative già assegnate, ma in attesa di reperire i finanziamenti necessari. Notevole flessione nel segmento delle Condotte che vede ridurre il proprio peso, nonostante alcune importanti assegnazioni, principalmente in ambito gas e acqua, in Nord Africa (Egitto) e Russia-Asia Centrale (Kazakhstan), mentre progetti minori sono stati assegnati in Medio Oriente (Iraq, Oman e Arabia Saudita) e Asia-Pacifico (Mongolia e Australia). Crescita considerevole per il segmento Raffinazione grazie all'assegnazione di progetti rilevanti in Medio Oriente (Iraq, Bahrain, Emirati Arabi e Oman), in Nord Africa (Egitto), in Asia-Pacifico (in Mongolia quello di dimensioni maggiori), in Russia-Asia Centrale (Azerbaijan). Il segmento della Petrolchimica riduce la propria quota per la mancanza di assegnazioni importanti, nonostante le prospettive per la seconda metà dell'anno rimangano positive (Egitto). Diverse assegnazioni minori si sono realizzate in Europa, Nord America e Asia-Pacifico. In notevole crescita il segmento dei Fertilizzanti che vede assegnazioni di progetti importanti in Asia-Pacifico (India), Africa (Nigeria ed Egitto) e Medio Oriente (Giordania). Il segmento delle Infrastrutture conferma i segnali positivi di grandi investimenti a livello internazionale sia nei mercati tradizionali (Europa e USA) che nei nuovi mercati (Egitto, Middle East, India, Russia e Far East). Le più importanti acquisizioni si sono registrate in area Middle East (Qatar, Saudi Arabia ed Emirati Arabi) in ambito metro e in Europa per progetti ferroviari finanziati in parte dall'Unione Europea (Norvegia, Svezia, Romania, Bulgaria, Polonia e Italia). Il rapido sviluppo economico dei Paesi emergenti crea un nuovo e rilevante mercato per grandi Infrastrutture civili e portuali cui Saipem punta in particolare nelle regioni strategiche.

Gli investimenti

Nel comparto Engineering & Construction Onshore gli investimenti del semestre sono relativi principalmente all'acquisto di equipment e al mantenimento dell'asset base.

Le acquisizioni

Le acquisizioni più rilevanti nel primo semestre del 2018 sono le seguenti:

per conto Rete Ferroviaria Italiana, un nuovo contratto per la realizzazione del primo lotto della tratta Alta Velocità Brescia-Verona. Il contratto prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento e costruzione di un tracciato ferroviario di circa 48 chilometri che interessa le regioni Lombardia e Veneto e, in particolare, le province di Brescia, Mantova e Verona;
per conto Duqm Refiniery and Petrochemical Industries Co, un nuovo contratto per le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e avviamento del pacchetto 3 nell'ambito del progetto di sviluppo della Raffineria Duqm, situata in prossimità della costa, nel nord-est dell'Oman. La raffineria una volta completata avrà una capacità di raffinazione di circa 230.000 barili al giorno;
per conto PTT LNG, un nuovo contratto che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e avviamento del terminale Nong Fab destinato alla ricezione, stoccaggio e rigasificazione di gas naturale liquefatto, nel distretto di Mueang Rayong nel sud-est della Thailandia.

Le realizzazioni

Di seguito si riportano i maggiori e più significativi progetti in esecuzione o completati durante il primo semestre del 2018.

In Arabia Saudita:

per conto Saudi Aramco sono iniziate le attività di progettazione inerenti al progetto Hawiyah Gas Plant Expansion relativo all'ampiamento dell'impianto di trattamento di gas di Hawiyah situato nel sud-est della penisola arabica;
per conto Saudi Aramco proseguono le attività dei due contratti EPC (Package 1 & 2) relativi al progetto Jazan Integrated Gasification Combined Cycle (impianto di gassificazione abbinato a un ciclo combinato di potenza per la generazione di energia elettrica) da realizzare a circa 80 chilometri dalla città di Jazan, nel sud-ovest dell'Arabia Saudita. Il contratto relativo al Package 1 comprende l'unità di gassificazione, l'unità di rimozione fuliggine e ceneri, l'unità di rimozione gas acidi e l'unità di recupero dell'idrogeno. Quello relativo al Package 2 comprende due unità di recupero dello zolfo e i relativi impianti di stoccaggio. Lo scopo del lavoro per entrambi i contratti comprende l'ingegneria, l'approvvigionamento, la costruzione, il pre-commissioning e il supporto alla messa in servizio;
per conto Petrorabigh (joint venture tra Saudi Aramco e Sumitomo Chemical) è stato raggiunto il completamento meccanico per il progetto Rabigh II inerente all'impianto di conversione delle nafte e al complesso per la produzione di composti aromatici, mentre sono in esecuzione lavori aggiuntivi aggiudicati nel secondo semestre del 2016 inerenti al pacchetto Utilities and Offsite Facilities;
per conto Saudi Aramco sono in fase di completamento le attività nell'ambito del progetto Complete Shedgum-Yanbu Pipeline Loop 4&5, che prevede le attività di ingegneria di dettaglio, approvvigionamento di tutti i materiali a esclusione del tubo di linea fornito dal cliente, la costruzione, il pre-commissioning e l'assistenza al commissioning;
per conto Saudi Aramco proseguono le attività relative al progetto EPC Khurais, che prevede l'estensione dei centri di produzione onshore dei campi di Khurais, Mazajili, Adu Jifan, Ain Dar e Shedgum.

In Kuwait:

sono iniziate le attività di ingegneria e procurement per conto Kuwait Oil Co (KOC) relative al progetto Feed Pipelines for New Refinery. Il contratto prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e commissioning relative allo sviluppo delle linee di collegamento e relativa stazione di pompaggio e misura della nuova raffineria di Al Zour, situata nel sud del Kuwait;
sono in fase di completamento le attività di ingegneria e procurement relative al progetto, per conto Kuwait Integrated Petroleum Industries Co (KNPC), Raffineria Al-Zour, Package 4, in joint venture con Essar Projects Ltd. Il contratto prevede la progettazione, l'approvvigionamento, la costruzione, il pre-commissioning e l'assistenza durante i test di commissioning, avviamento e verifica delle prestazioni dei serbatoi, dei lavori stradali correlati, degli edifici, delle condotte, delle incastellature di supporto delle condotte, dei sistemi idrici e di controllo per la raffineria di Al-Zour.

In India, per conto Duqm Refinery e Petrochemical Industries Co LCC, sono iniziate le attività di ingegneria e approvvigionamento relative al progetto Duqm Refinery package 3. Il contratto prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione, commissioning e avviamento dei serbatori situati a circa 80 chilometri a sud di Duqm, della condotta che li collega alla raffineria e le infrastrutture per l'esportazione dei prodotti nel porto di Duqm.

In Cile, per conto Caitan, sono in fase di completamento le attività di ingegneria e procurement ed è iniziata la fase di costruzione relative al progetto Spence Growth Option per lo sviluppo di un impianto di dissalazione e trasporto dell'acqua nel nord del Cile. Il progetto prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e commissioning e fornirà acqua desalinizzata alla miniera Spence situata a 1.710 metri sul livello del mare. Lo scopo del lavoro comprende anche la realizzazione di tre stazioni di pompaggio e degli annessi sistemi di controllo e manutenzione.

In Kazakhstan, per conto TengizchevrOil (TCO), sono in corso le attività relative al progetto Future Growth and Wellhead Pressure Management. Il contratto prevede le attività di approvvigionamento, fabbricazione e i test di pre-assemblaggio di travi per il sostegno delle tubazioni e il trasporto nel campo di Tengiz.

In Indonesia, per conto BP Berau Ltd, sono in corso le attività di ingegneria, di acquisto materiali e subappalti, e in cantiere proseguono le attività per la preparazione del sito e la costruzione delle infrastrutture necessarie all'esecuzione del progetto Tangguh LNG Expansion, che prevede la realizzazione del terzo treno GNL onshore del sito e dei servizi ausiliari, di un jetty GNL e le relative infrastrutture.

In Turchia, per conto Star Refinery AS, sono continuate le attività relative al progetto Aegean Refinery, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento e costruzione di una nuova raffineria con un terminal marino composto da un jetty di importazione e due jetty di esportazione.

In Nigeria:
per conto Dangote Fertilizer proseguono le attività relative al progetto Dangote per il nuovo complesso di produzione di ammoniaca e urea. Il contratto prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento e costruzione di due treni di produzione gemelli e dei relativi impianti di servizi, dell'impianto sito presso la Lekki Free Trade Zone, Lagos State;
per conto Southern Swamp Associated Gas Solution (SSAGS) sono terminate le attività di costruzione in due dei quattro siti, mentre proseguono negli altri due le attività di avviamento relative al contratto Southern Swamp,

che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e messa in servizio di impianti di compressione presso quattro siti e di nuove strutture di produzione centrali in uno solo dei siti per il trattamento del gas associato raccolto.

In Italia:

per conto Ital Gas Storage (IGS) sono quasi terminate le attività di ingegneria e approvvigionamento e sono in corso le attività di costruzione per il progetto EPC Cornegliano Laudense Natural Gas Storage Plant, che prevede lo sviluppo di impianti di stoccaggio di gas naturale a Cornegliano Laudense, in provincia di Lodi;
per conto Versalis sono in fase di completamento le attività di avviamento relative al contratto EPC Versalis-Ferrara IT, che prevede la realizzazione di una quarta linea di produzione parallela alle tre già esistenti, l'aumento della capacità produttiva delle stesse e l'adeguamento dei sistemi ausiliari dell'impianto, sia quelle relative al progetto EPC Versalis-Priolo IT che prevede la realizzazione di un impianto per valorizzazione taglio T9 con il relativo interconnecting di riferimento;
per conto di Eni Refining & Marketing, nell'ambito del progetto Tempa Rossa, sono in corso le attività relative alla realizzazione dei sistemi ausiliari e di due serbatoi di stoccaggio del greggio proveniente dal giacimento di Tempa Rossa operato da Total;
per conto Rete Ferroviaria Italiana sono iniziate le attività di ingegneria nell'ambito del progetto CEPAV 2 Alta Velocità Brescia-Verona, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento e costruzione di 48 chilometri di linea ferroviaria tre le provincie di Brescia, Mantova e Verona.

In Messico:

per conto Pemex sono in corso le attività nell'ambito del contratto Tula Planta de Alquilacion, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione, commissioning e avvio di una unità della raffineria "Miguel Hidalgo" sita in Tula. Il completamento è previsto per fine luglio 2018 con la relativa messa in servizio;
per conto Pemex sono in fase di completamento le attività nell'ambito del contratto Revamping Works Madero, che prevede le attività di manutenzione e revamping di cinque unità della raffineria "Francesco I" nel Minatitlan;
per conto Pemex sono in fase di completamento le attività nell'ambito del contratto Minatitlan Refinery Plant, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione, commissioning e avvio di tre unità della raffineria "General Lazaro Cardenas" nel Minatitlan. È in corso la negoziazione di attività addizionali richieste dal cliente.

In Azerbaijan e Georgia, per conto del consorzio Shah Deniz, sono terminate le attività nel cantiere in Georgia, mentre sono in fase di completamento le attività nel cantiere in Azerbaijan, relative al contratto SCPX Pipeline, che prevede la costruzione di una condotta che collega i due Paesi e le installazioni di superficie.

In Kazakhstan, per conto North Caspian Production Operations Co BV, proseguono le attività per la fornitura del progetto Major Maintenance Services. Il contratto prevede la fornitura di attività di manutenzione e servizi per impianti offshore e onshore.

Floaters

Il mercato FPSO si conferma in piena espansione, anche se ancora fragile. Diversi studi di fattibilità, FEED e gare per contratti EPC sono attualmente in corso e le compagnie petrolifere esprimono fiducia nell'approvare le Decisioni Finali di Investimento (FID) nei prossimi mesi. Nel primo semestre del 2018 sono stati aggiudicati cinque contratti FPSO: Sepia e Libra 1 di Petrobras, Penguin North Sea FPSO di Shell, Johan Catsberg Norway di Statoil e Karish FPSO di Energean Operator in Israele. Inoltre sono stati assegnati anche due grandi FEED per FPSO: Barossa per Conoco Philips e Tortue in Senegal per BP. Diversi sviluppi in corso come Bonga Southwest in Nigeria, Petrobras 4 FPSO in fase di gara Marlim 1 & 2, Parques das Baleias e Mero 2. Saranno presto operativi Australia North e West con Browse, Scarborough e Gorgon Gas FPSU e Masela per la parte indonesiana. Reliance Industries sta contrattando per una FPSO in India.

Entro la fine dell'anno si potrebbero avere da due a quattro ulteriori assegnazioni e il 2019 si prospetta molto promettente. Il mercato FLNG/FSRU non è realmente attivo per l'FLNG, ma è in piena espansione per l'FSRU, tecnologia richiesta dai nuovi clienti LNG. In particolare l'Asia si prospetta come un mercato in espansione per quel tipo di navi, ma vediamo anche piccoli progetti nel Mediterraneo.

I mezzi di proprietà Saipem appartenenti al segmento FPSO sono due: Cidade de Vitoria, nave di produzione, trattamento, stoccaggio e trasbordo con produzione giornaliera di 100.000 barili, e Gimboa, nave di produzione, trattamento, stoccaggio e trasbordo con produzione giornaliera di 60.000 barili.

I maggiori e più significativi progetti in esecuzione o completati durante il primo semestre del 2018 sono:

in Angola, per conto di Total, è stata completata la costruzione del FPSO Kaombo Norte. L'unità è stata trasportata e ormeggiata al sito di produzione e sono attualmente in corso le attività di commissioning offshore, propedeutiche alla messa in marcia dell'impianto. Nel semestre sono in fase di completamento le attività di costruzione del FPSO Kaombo Sul e di onshore commissioning. Il progetto Kaombo prevede servizi di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e messa in servizio di due mezzi FPSO, a cui seguirà una fase di gestione della produzione e della manutenzione per una durata di 7 anni più ulteriori 8 anni opzionali.

Nel segmento "Leased FPSO" nel corso del primo semestre del 2018 hanno inoltre operato:

l'unità FPSO Cidade de Vitoria, per conto Petrobras, nell'ambito di un contratto della durata di undici anni per lo sviluppo della seconda fase del giacimento Golfinho, situato nell'offshore brasiliano a una profondità d'acqua di 1.400 metri;
l'unità FPSO Gimboa, per conto Sonangol P&P, nell'ambito del contratto per le attività per lo sviluppo del giacimento Gimboa, situato al largo delle coste angolane, nel Blocco 4/05 a una profondità d'acqua di 700 metri.

Drilling Offshore

Quadro generale

A giugno 2018 la flotta drilling offshore di Saipem si compone di dodici mezzi, così suddivisi: sei unità ultra deep-water e deep-water per operazioni oltre i 1.000 metri di profondità (le drillship Saipem 10000 e Saipem 12000; i semisommergibili Scarabeo 5, Scarabeo 7, Scarabeo 8 e Scarabeo 9), due high specifications jack-up per operazioni fino a 375 piedi di profondità (Perro Negro 7 e Perro Negro 8), tre standard jack-up per attività fino a 300 piedi (Perro Negro 2, Perro Negro 4 e Perro Negro 5) e un barge tender rig (Saipem TAD). Tutte le unità sono di proprietà di Saipem.

La flotta drilling offshore ha operato nell'offshore di Cipro, in Egitto (sia nel Mediterraneo, sia nel Mar Rosso), nel Mar Nero, in Marocco (lato atlantico), in Medio Oriente, in Congo e in Vietnam.

Il contesto di mercato di riferimento

Durante il primo semestre del 2018 si sono registrati i primi segnali di una possibile ripresa del mercato sul medio termine; le attività di esplorazione condotte dai clienti per l'assegnazione di futuri contratti sono state infatti piuttosto significative; analogamente, le previsioni relative agli investimenti delle Oil & Gas Company per l'acquisizione di servizi di perforazione hanno mostrato un trend di leggera crescita rispetto al 2017, anno in cui è stato toccato il picco negativo dall'inizio della crisi nel 2014. Anche l'andamento del prezzo del petrolio ha fatto registrare segnali incoraggianti, attestandosi stabilmente oltre i 70 dollari al barile dal mese di aprile e arrivando a toccare, seppur per pochi giorni, il valore di 80 dollari nel mese di maggio.

Tuttavia, pur in presenza dei potenziali segnali positivi sopra menzionati, durante il semestre il mercato ha continuato ad attraversare una fase caratterizzata da un'elevata competizione tra i contrattisti e da una forte pressione sulle rate, mantenutesi sui livelli piuttosto deboli registrati nel 2017. Ciò è stato testimoniato anche dai tassi di utilizzo, rimasti sui valori del 2017 e con le sole unità tecnicamente più moderne (come gli ultra deep water floaters e gli high specifications jack-up) in grado di far registrare tassi di occupazione di poco superiori al 70%.

Come già accaduto dal 2015 al 2017 il ciclo negativo del settore Oil & Gas ha continuato a spingere diversi contrattisti a optare per lo smantellamento dei mezzi più datati e considerati con minori prospettive di utilizzo; nel complesso oltre 160 impianti sono stati ritirati dal mercato dall'inizio della crisi, portando così a un calo di circa il 18% dell'offerta complessiva. Mentre fino al 2017 è stato il segmento floaters a subire il maggior ridimensionamento, nel primo semestre del 2018 è stata la fascia dei jack-up standard, con quasi 30 impianti ritirati, quella a subire il calo più rilevante.

Per via del significativo numero di ordini assegnati durante la precedente fase di mercato positiva, l'attività di costruzione di nuove unità di perforazione offshore ha continuato a mantenersi su livelli importanti: 131 nuove unità infatti sono in fase di realizzazione a giugno (90 jack-up, 13 semisommergibili e 28 drillship), di cui solo una di esse risulta avere un impegno contrattuale per suo utilizzo dopo la conclusione dei lavori di costruzione. Come già accaduto in precedenza, la fase negativa attraversata dal mercato ha indotto in vari casi al posticipo delle tempistiche di consegna degli impianti in costruzione, tendenzialmente al 2019 e oltre, nell'attesa di migliori condizioni di mercato. Il significativo numero di unità che saranno consegnate nel medio termine, la già menzionata riduzione degli impianti che ha interessato parte della flotta esistente e le operazioni di consolidamento sul mercato occorse tra il 2017 e i primi sei mesi del 2018 rappresentano modifiche strutturali del segmento drilling offshore che potranno avere effetti significativi nel medio-lungo periodo.

Gli investimenti

Gli investimenti sostenuti nel corso del primo semestre del 2018 hanno riguardato interventi di rimessa in classe e di adeguamento dei mezzi alle normative internazionali e alle richieste specifiche delle società committenti. Tra gli impianti oggetto di attività di manutenzione vi è stato in particolare il jack-up Perro Negro 7 con interventi, iniziati ad aprile e previsti completarsi nel mese di luglio, finalizzati al rinnovo della certificazione di classe. Sono state inoltre avviate le attività di acquisto delle attrezzature (in particolare del secondo BOP) per il progetto Eni - Mozambico eseguito dalla drillship Saipem 12000 a partire dal 2019.

Le acquisizioni

Le acquisizioni più rilevanti nel primo semestre del 2018 sono le seguenti:

per conto Aker BP, l'esecuzione di lavori per la realizzazione di quattro pozzi nell'offshore della Norvegia con l'impiego del semisommergibile Scarabeo 8; il contratto prevede anche due ulteriori pozzi opzionali. Le attività sono previste iniziare indicativamente nel primo trimestre del 2019;
per conto Total, la realizzazione di un pozzo nell'offshore della Norvegia con l'impiego del semisommergibile Scarabeo 8; i lavori saranno avviati a valle della conclusione delle attività svolte per Shell e sono previsti iniziare indicativamente nel quarto trimestre del 2018;
per conto Shell Norske, lavori per la realizzazione di un pozzo in Norvegia; il progetto, assegnato tramite l'esercizio di un'opzione contrattuale, verrà realizzato con l'impiego del semisommergibile Scarabeo 8.

Le realizzazioni

Nel corso del primo semestre del 2018 le unità drilling offshore di Saipem hanno completato 37 pozzi (di cui 26 work-over), per un totale di 34.684 metri perforati.

La flotta è stata impegnata nel seguente modo:
unità ultra deep water/deep-water: la drillship Saipem 12000 ha operato nell'offshore di Cipro dove ha completato all'inizio di marzo il primo dei due pozzi previsti nel contratto con il committente Eni; successivamente, vista l'impossibilità, per cause non imputabili a Saipem, di avviare la perforazione del secondo pozzo, su decisione del cliente l'impianto è stato spostato in Marocco per la realizzazione di attività completate durante il mese di maggio; in seguito l'impianto è stato posto in warm stacking presso l'area di Las Palmas, Isole Canarie, in attesa di prossimi impegni; la drillship Saipem 10000, nell'ambito di un contratto pluriennale con Eni, ha proseguito le operazioni in Egitto; il semisommergibile Scarabeo 9 ha completato le operazioni per

la perforazione di un pozzo nel Mar Nero nel mese di marzo e, successivamente, a Costanza, Romania, è stato preparato per l'attraversamento del Bosforo (disassemblaggio delle torri di perforazione) avvenuto nel mese di maggio; l'impianto ha successivamente sostato in un cantiere nei pressi di Istanbul e nel mese di giugno sono state completate le attività di riassemblaggio delle torri di perforazione; il semisommergibile Scarabeo 8 è stato impegnato fino a maggio nella preparazione agli impegni contrattuali con Shell, Total e AkerBP, e, successivamente, ha iniziato le attività per conto Shell; il semisommergibile Scarabeo 7, in seguito alla decisione del cliente di sospendere le attività operative per via delle difficili condizioni di mercato, è rimasto in stand-by remunerato fino a maggio quando ha iniziato le attività per la realizzazione di un pozzo nell'offshore del Vietnam per conto Eni; il semisommergibile Scarabeo 5 ha continuato a rimanere in smart stacking in attesa dell'acquisizione di nuovi contratti;

high specifications jack-up: le unità Perro Negro 8 e Perro Negro 7 hanno continuato a operare rispettivamente per conto ADNOC nell'offshore degli Emirati Arabi e per conto Saudi Aramco nell'offshore dell'Arabia Saudita;
standard jack-up: il Perro Negro 2 ha continuato a rimanere in lay-up nella base Saipem di Sharjah, Emirati Arabi, in attesa dell'acquisizione di ulteriori lavori; il Perro Negro 5 ha proseguito le attività in Arabia Saudita per conto di Saudi Aramco; il Perro Negro 4 ha continuato a operare nel Mar Rosso per conto Petrobel;
altre attività: l'impianto tender assisted Saipem TAD ha inoltre completato le sue attività per conto Eni in gennaio e, dal mese di febbraio, ha iniziato i suoi impegni contrattuali con Total nell'offshore del Congo.

Utilizzo mezzi navali

L'utilizzo dei principali mezzi navali nel primo semestre del 2018 è stato il seguente:

		Primo semestre 2018
Mezzo navale	(N. giorni)	venduti	non operativi
Piattaforma semisommergibile Scarabeo 5		-	181 (1)
Piattaforma semisommergibile Scarabeo 7		181	-
Piattaforma semisommergibile Scarabeo 8		38	143 (1)
Piattaforma semisommergibile Scarabeo 9		181	-
Nave di perforazione Saipem 10000		181	-
Nave di perforazione Saipem 12000		128	53 (1)
Jack-up Perro Negro 2		-	181 (1)
Jack-up Perro Negro 4		181	-
Jack-up Perro Negro 5		181	-
Jack-up Perro Negro 7		115	66 (2)
Jack-up Perro Negro 8		181	-
Tender Assisted Drilling Barge		181	-

(1) Giorni in cui il mezzo è stato inattivo senza contratto.

(2) Giorni in cui il mezzo è stato interessato da lavori di rimessa in classe e/o approntamento.

Drilling Onshore

Quadro generale

A giugno 2018 la flotta drilling onshore di Saipem si compone di ottantasette unità, di cui ottantaquattro di proprietà e tre di terzi in gestione a Saipem. Le aree di presenza sono state l'America Latina (Perù, Bolivia, Colombia, Ecuador e Argentina), il Medio Oriente (Arabia Saudita e Kuwait), il Kazakhstan, l'Italia e l'Africa (Congo e Marocco).

Il contesto di mercato di riferimento

Nel corso del primo semestre del 2018 il volume complessivo di investimenti delle Oil Company nel settore delle perforazioni terra è risultato in generale crescita rispetto all'anno precedente, sospinto dal lento ma graduale recupero nelle quotazioni del prezzo del petrolio che ha raggiunto i 70 dollari al barile.

Tra le aree che hanno fatto registrare gli aumenti di attività più rilevanti ci sono gli Stati Uniti dove lo shale oil resta il principale motore del ritorno degli Stati Uniti nel rango delle grandi potenze petrolifere. Per il 2018 l'utilizzo degli impianti in Nord America è previsto in aumento con più di 1.200 unità, dato comunque ancora lontano dai livelli di picco del 2014, quando si registrò un numero di mezzi attivi superiore a 2.000.

Nei primi sei mesi del 2018, a livello internazionale, l'attività di perforazione terra è aumentata rispetto al 2017, sia in termini di numero di mezzi di perforazione terra che di investimenti in esplorazione e produzione. La regione più dinamica è l'Asia-Pacifico, seguita dal Medio Oriente che ha evidenziato livelli di attività sostanzialmente stabili rispetto al 2017 grazie all'Arabia Saudita (che si conferma come mercato di riferimento nella regione) e ai Paesi che hanno avviato significativi programmi di sviluppo quali il Kuwait. In Iraq la flotta di mezzi di perforazione è prevista in crescita nel corso del 2018 grazie agli elevati target di produzione da raggiungere entro il 2022 dichiarati dal governo locale.

Il Sud America, area storicamente oil price sensitive, ha fatto registrare un moderato aumento dell'attività commerciale, in particolare l'Argentina che detiene una quota di mercato di quasi il 40% in termini di spesa. Anche nelle altre regioni in cui Saipem opera (Europa e Africa) i livelli di spesa risultano allineati all'anno precedente.

Negli ultimi due anni le rate giornaliere hanno raggiunto livelli lievemente più alti di quelli registrati nei primi mesi del 2018 a causa dell'aumento della domanda. Per il 2018 si prevede una progressiva ripresa delle tariffe.

Gli investimenti

Le principali attività di investimento realizzate nel periodo hanno riguardato, nell'ambito di contratti pluriennali già acquisiti, l'approntamento degli impianti per le operazioni in Kazakhstan, Romania e Bolivia. Sono stati inoltre effettuati interventi di miglioramento e integrazione finalizzati al mantenimento dell'efficienza operativa della flotta e al soddisfacimento di richieste specifiche delle società committenti.

Le realizzazioni

Nel primo semestre del 2018 sono stati completati 89 pozzi (di cui 7 work-over), per un totale di 338.088 metri perforati.

In America Latina Saipem ha operato in diversi Paesi: in Perù sono state svolte attività per conto di vari clienti (tra i quali Pluspetrol, CNPC e Frontera Energy) e Saipem è stata presente nel Paese con quindici unità a terra (tredici di proprietà e due fornite dal committente) e quattro unità installate su piattaforme offshore; in Bolivia sono stati impiegati complessivamente cinque mezzi per attività per conto di YPFB Andina, Shell e Repsol; in Argentina sono stati dislocati due impianti, uno dei quali ha operato per conto Total; in Colombia Saipem è presente con un impianto che sta attualmente operando per conto Parex; in Ecuador sono state dislocate quattro unità di cui una inizierà a operare nella seconda parte del 2018; in Venezuela i diciannove impianti presenti nel Paese hanno continuato a rimanere inattivi. In Romania sono iniziate le attività di perforazione con il cliente OMV-Petrom. In Arabia Saudita Saipem è stata presente con ventotto impianti che hanno svolto operazioni per Saudi Aramco nell'ambito degli impegni contrattuali assunti. In Kuwait proseguono le attività operative delle due unità che Saipem, nell'ambito di contratti già acquisiti, si è impegnata a fornire al cliente KOC. In Kazakhstan Saipem è stata presente con tre impianti di proprietà, due dei quali sono impegnati contrattualmente con il cliente Zhaikmunay: un impianto prosegue le operazioni e il secondo inizierà la perforazione nella seconda metà dell'esercizio del 2018. In Africa Saipem ha operato in Congo e in Marocco; nel primo caso per conto Eni Congo SA con la gestione di un'unità di proprietà del cliente, nel secondo con un impianto di proprietà per conto Sound Energy. In Italia sono proseguite le attività di preparazione di un impianto per lavori per conto Eni; l'avvio dei lavori, inizialmente previsto per il primo semestre del 2016, è stato successivamente posticipato alla seconda metà del 2018; tale ritardo è comunque remunerato a una rata di stand-by.

Utilizzo impianti

L'attività operativa ha comportato un utilizzo medio degli impianti del 66,7% (62,7% nel corrispondente periodo del 2017); gli impianti di proprietà al 30 giugno 2018 ammontano a 84, dislocati nei seguenti Paesi: 28 in Arabia Saudita, 19 in Venezuela, 17 in Perù, 5 in Bolivia, 4 in Ecuador, 3 in Kazakhstan, 2 in Kuwait, 2 in Argentina, 1 in Colombia, 1 in Italia, 1 in Marocco e 1 in Romania. Inoltre sono stati utilizzati 2 impianti di terzi in Perù e 1 impianto di terzi in Congo.

Commento ai risultati economico-finanziari

Come più volte evidenziato, i volumi dei ricavi realizzati e la redditività ad essi associata non sono lineari nel tempo, dipendendo tra l'altro, oltre che dall'andamento del mercato, da fattori climatici e dalla programmazione dei singoli lavori nelle attività Engineering & Construction, nonché dalle tempistiche di scadenze e rinegoziazioni dei contratti nelle attività drilling.

In uno scenario descritto nei paragrafi precedenti, le prospettive del settore oil service sono in continuo deterioramento. La focalizzazione dei clienti al raggiungimento dei propri obiettivi di riduzione dei costi si traduce in un irrigidimento dell'approccio negoziale, in una ricerca di maggiore efficienza sui progetti assegnati, in un ritardo nell'assegnazione di nuovi progetti e, in alcuni casi, nella cancellazione dei progetti assegnati.

Risultati economici

Gruppo Saipem - Conto economico

Esercizio			Primo semestre
2017	(milioni di euro)	2017	2018	Var. %
8.999	Ricavi della gestione caratteristica	4.590	3.798	(17,3)
21	Altri ricavi e proventi	2	1
(6.505)	Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi	(3.273)	(2.654)
(35)	Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti	8	3
(1.618)	Lavoro e oneri relativi	(854)	(738)
862	Margine operativo lordo (EBITDA)	473	410	(13,3)
(736)	Ammortamenti e svalutazioni	(349)	(484)
126	Risultato operativo (EBIT)	124	(74)
(223)	Oneri finanziari netti	(115)	(80)
(9)	Proventi (oneri) netti su partecipazioni	2	(49)
(106)	Risultato prima delle imposte	11	(203)
(201)	Imposte sul reddito	(110)	(95)
(307)	Risultato prima degli interessi di terzi azionisti	(99)	(298)
(21)	Risultato di competenza di terzi azionisti	(11)	(25)
(328)	Utile (perdita) del periodo	(110)	(323)

I ricavi della gestione caratteristica realizzati nel corso del primo semestre del 2018 ammontano a 3.798 milioni di euro.

Il margine operativo lordo (EBITDA) è pari a 410 milioni di euro. Gli ammortamenti delle immobilizzazioni materiali e immateriali sono pari a 484 milioni di euro.

Il risultato operativo (EBIT) conseguito nel primo semestre del 2018 è pari a una perdita di 74 milioni di euro. I principali scostamenti sono dettagliati di seguito nell'analisi per settore di attività.

Gli oneri finanziari netti ammontano a 80 milioni di euro, in diminuzione di 35 milioni di euro come conseguenza di minori oneri per differenze cambio.

Gli oneri netti su partecipazioni sono pari a 49 milioni di euro, a causa del peggioramento di una commessa eseguita in una società in joint venture valutata al patrimonio netto.

Il risultato prima delle imposte si attesta a una perdita di 203 milioni di euro. Le imposte sul reddito sono pari a 95 milioni di euro.

Il risultato netto è pari a una perdita di 323 milioni di euro.

Esercizio			Primo semestre
2017	(milioni di euro)	2017	2018
8.999	Ricavi	4.590	3.798
-	Svalutazioni circolante	-	41
8.999	Ricavi adjusted	4.590	3.839

SAIPEM Relazione finanziaria semestrale consolidata 2018 / Commento ai risultati economico-finanziari

Esercizio			Primo semestre
2017	(milioni di euro)	2017	2018
126	Risultato operativo (EBIT)	124	(74)
314	Svalutazioni e oneri da riorganizzazione	136	329
440	Risultato operativo (EBIT) adjusted	260	255

Esercizio			Primo semestre
2017	(milioni di euro)	2017	2018
(328)	Utile (perdita) del periodo	(110)	(323)
374	Svalutazioni e oneri da riorganizzazione	202	329
46	Utile (perdita) del periodo adjusted	92	6

La perdita del periodo, pari a 323 milioni di euro (perdita del periodo di 110 milioni di euro nel primo semestre del 2017), sconta rispetto al risultato netto adjusted i seguenti special items:

svalutazioni di immobilizzazioni materiali e immateriali derivanti dal test di impairment per 256 milioni di euro, principalmente a causa della riduzione delle rate prospettiche (oltre il periodo di piano) nel Drilling Offshore, nonché dell'aggiornamento del tasso di sconto;
svalutazioni di circolante e accantonamento costi per 51 milioni di euro in relazione ad alcuni giudizi pendenti da tempo su progetti ormai conclusi, derivanti dall'attività di periodico monitoraggio dell'evoluzione del complessivo contenzioso;
oneri da riorganizzazione netti per 22 milioni di euro.

Riconciliazione EBIT adjusted - EBIT

(milioni di euro)	E&C Offshore	E&C Onshore	Drilling Offshore	Drilling Onshore	Totale
EBIT adjusted	160	32	54	9	255
Impairment	-	60	196	-	256
Svalutazione/accantonamento costi (1)	-	51	-	-	51
Oneri da riorganizzazione (1)	7	10	3	2	22
Totale svalutazioni	(7)	(121)	(199)	(2)	(329)
EBIT	153	(89)	(145)	7	(74)

(1) Totale 73 milioni di euro: riconciliazione EBITDA adjusted pari a 483 milioni di euro rispetto a EBITDA pari a 410 milioni di euro.

Gruppo Saipem - Conto economico adjusted

Esercizio			Primo semestre
2017	(milioni di euro)	2017	2018	Var. %
8.999	Ricavi della gestione caratteristica adjusted	4.590	3.839	(16,4)
21	Altri ricavi e proventi	2	1
(6.465)	Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi	(3.261)	(2.644)
(35)	Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti	8	3
(1.556)	Lavoro e oneri relativi	(815)	(716)
964	Margine operativo lordo (EBITDA) adjusted	524	483	(7,8)
(524)	Ammortamenti e svalutazioni	(264)	(228)
440	Risultato operativo (EBIT) adjusted	260	255	(1,9)
(223)	Oneri finanziari netti	(115)	(80)
(9)	Proventi netti su partecipazioni	2	(49)
208	Risultato prima delle imposte adjusted	147	126	(14,3)
(141)	Imposte sul reddito	(44)	(95)
67	Risultato prima degli interessi di terzi azionisti adjusted	103	31	(69,9)
(21)	Risultato di competenza di terzi azionisti	(11)	(25)
46	Utile (perdita) del periodo adjusted	92	6	(93,5)

Risultato operativo adjusted e costi per destinazione

Esercizio		Primo semestre
2017	(milioni di euro)	2017	2018	Var. %
8.999	Ricavi della gestione caratteristica adjusted	4.590	3.839	(16,4)
(7.989)	Costi della produzione	(4.060)	(3.292)
(221)	Costi di inattività	(99)	(105)
(130)	Costi commerciali	(60)	(72)
(31)	Costi di ricerca e sviluppo	(11)	(12)
(18)	Proventi (oneri) diversi operativi netti	(12)	(16)
(170)	Spese generali	(88)	(87)
440	Risultato operativo (EBIT) adjusted	260	255	(1,9)

Il Gruppo Saipem ha conseguito nel primo semestre del 2018 ricavi della gestione caratteristica per 3.839 milioni di euro, con un decremento di 751 milioni di euro rispetto al primo semestre del 2017 a causa della contrazione di attività nei settori Engineering & Construction Offshore, nonché nel settore Drilling Offshore.

I costi della produzione, che comprendono i costi diretti delle commesse di vendita e gli ammortamenti dei mezzi e attrezzature impiegati, sono complessivamente ammontati a 3.292 milioni di euro, con un decremento di 768 milioni di euro rispetto al primo semestre del 2017.

I costi di inattività sono aumentati di 6 milioni di euro rispetto al primo semestre del 2017. I costi commerciali, pari a 72 milioni di euro, registrano un incremento di 12 milioni di euro, a causa dello sforzo commerciale in corso.

Le spese di ricerca rilevate tra i costi di gestione, pari a 12 milioni di euro, e le spese generali, pari a 87 milioni di euro, sono pressoché in linea con il primo semestre del 2017.

Engineering & Construction Offshore

Esercizio			Primo semestre
2017	(milioni di euro)	2017	2018
3.692	Ricavi della gestione caratteristica adjusted	2.020	1.750
(3.137)	Costo del venduto	(1.744)	(1.491)
555	Margine operativo lordo (EBITDA) adjusted	276	259
(196)	Ammortamenti	(88)	(99)
359	Risultato operativo (EBIT) adjusted	188	160
(25)	Svalutazioni e oneri di riorganizzazione	(16)	(7)
334	Risultato operativo (EBIT)	172	153

I ricavi del primo semestre del 2018 ammontano a 1.750 milioni di euro, con una riduzione del 13,4% rispetto al corrispondente periodo del 2017, riconducibile principalmente ai minori volumi registrati in Kazakhstan e in Centro-Sud America, in parte compensati dai maggiori volumi sviluppati in Medio Oriente.

Il costo del venduto, pari a 1.491 milioni di euro, con un decremento di 253 milioni di euro rispetto al primo semestre del 2017 coerentemente con i minori volumi.

Il margine operativo lordo (EBITDA) adjusted del primo semestre del 2018 ammonta a 259 milioni di euro, pari al 14,8% dei ricavi, rispetto a 276 milioni di euro del corrispondente periodo del 2017, pari al 13,7% dei ricavi. L'incremento percentuale è riconducibile a una buona efficienza operativa.

Gli ammortamenti sono superiori di 10 milioni di euro rispetto a quanto consuntivato nel medesimo periodo del 2017.

Il risultato operativo (EBIT) del primo semestre del 2018 ammonta a 153 milioni di euro ed è inclusivo di oneri di riorganizzazione per 7 milioni di euro.

Engineering & Construction Onshore

Esercizio Primo semestre
2017 2017 (milioni di euro)	2018
4.204 Ricavi della gestione caratteristica adjusted 2.000	1.622
(4.225) Costo del venduto (1.963)	(1.571)
(21) Margine operativo lordo (EBITDA) adjusted 37	51
(73) Ammortamenti (48)	(19)
(94) Risultato operativo (EBIT) adjusted (11)	32
(52) Svalutazioni e oneri di riorganizzazione (42)	(121)
(146) Risultato operativo (EBIT) (53)	(89)

I ricavi del primo semestre del 2018 ammontano a 1.622 milioni di euro, con un decremento del 18,9% rispetto al corrispondente periodo del 2017, riconducibile principalmente ai minori volumi registrati in Medio ed Estremo Oriente e in Africa Occidentale, in parte compensati dai maggiori volumi sviluppati in Centro-Sud America e Azerbaijan. Il costo del venduto, pari a 1.571 milioni di euro, diminuisce rispetto al corrispondente periodo del 2017 a causa degli extra costi registrati nell'esercizio precedente su una commessa della linea di business Floaters.

Il margine operativo lordo (EBITDA) adjusted del primo semestre del 2018 ammonta a 51 milioni di euro, pari al 3,1% dei ricavi, rispetto ai 37 milioni di euro del corrispondente periodo del 2017, pari all'1,9% dei ricavi, che scontava l'effetto del peggioramento della marginalità della linea di business Floaters. L'EBITDA adjusted non include il peggioramento di una commessa eseguita in una società a controllo congiunto, classificata nella voce "Oneri da partecipazioni" e corrispondente alla quasi totalità di tale voce.

Gli ammortamenti risultano pari a 19 milioni di euro, in diminuzione rispetto al corrispondente periodo del 2017.

Il risultato operativo (EBIT) del primo semestre del 2018 ammonta a una perdita di 89 milioni di euro ed è inclusivo della svalutazione degli asset immateriali a seguito del test di impairment per 60 milioni di euro, della svalutazione di circolante e accantonamento costi per 51 milioni di euro e per oneri di riorganizzazione per 10 milioni di euro.

Drilling Offshore

Esercizio			Primo semestre
2017	(milioni di euro)	2017	2018
613	Ricavi della gestione caratteristica adjusted	323	221
(292)	Costo del venduto	(166)	(114)
321	Margine operativo lordo (EBITDA) adjusted	157	107
(122)	Ammortamenti	(61)	(53)
199	Risultato operativo (EBIT) adjusted	96	54
(136)	Svalutazioni e oneri di riorganizzazione	(76)	(199)
63	Risultato operativo (EBIT)	20	(145)

I ricavi del primo semestre del 2018 ammontano a 221 milioni di euro, con un decremento del 31,6% rispetto al corrispondente periodo del 2017, per effetto principalmente delle piattaforme semisommergibili Scarabeo 5 e Scarabeo 8, inattive nel corso del primo semestre del 2018; il decremento è stato in parte compensato dai maggiori ricavi derivanti dalla piena attività della piattaforma semisommergibile Scarabeo 9, interessata da lavori di rimessa in classe nel primo trimestre del 2017.

Il costo del venduto, pari a 114 milioni di euro, registra un decremento di 52 milioni di euro, coerentemente con la riduzione dei volumi rispetto al corrispondente periodo del 2017.

Il margine operativo lordo (EBITDA) adjusted del primo semestre del 2018 ammonta a 107 milioni di euro, rispetto a 157 milioni di euro del corrispondente periodo del 2017, con un'incidenza sui ricavi pari al 48,4%, in linea rispetto al corrispondente periodo del 2017.

Gli ammortamenti diminuiscono di 8 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2017.

Il risultato operativo (EBIT) del primo semestre del 2018 ammonta a una perdita di 145 milioni di euro, inclusivo della svalutazione di altri mezzi navali a seguito del test di impairment per 196 milioni di euro e oneri da riorganizzazione per 3 milioni di euro.

Drilling Onshore

Esercizio			Primo semestre
2017	(milioni di euro)	2017	2018
490	Ricavi della gestione caratteristica adjusted	247	246
(381)	Costo del venduto	(193)	(180)
109	Margine operativo lordo (EBITDA) adjusted	54	66
(133)	Ammortamenti	(67)	(57)
(24)	Risultato operativo (EBIT) adjusted	(13)	9
(101)	Svalutazioni e oneri di riorganizzazione	(2)	(2)
(125)	Risultato operativo (EBIT)	(15)	7

I ricavi del primo semestre del 2018 ammontano a 246 milioni di euro, in linea rispetto al corrispondente periodo del 2017.

Il costo del venduto registra una riduzione di 13 milioni di euro rispetto al primo semestre del 2017.

Il margine operativo lordo (EBITDA) adjusted del primo semestre del 2018 ammonta a 66 milioni di euro, pari al 26,8% dei ricavi, in miglioramento rispetto a 54 milioni di euro del corrispondente periodo del 2017, pari al 21,9% dei ricavi, grazie alle azioni di ottimizzazione costi implementate in America del Sud.

Gli ammortamenti, pari a 57 milioni di euro, in diminuzione di 10 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2017, per effetto delle svalutazioni effettuate al 31 dicembre 2017. Il risultato operativo (EBIT) del primo semestre del 2018 è pari a 7 milioni di euro e inclusivo di

oneri da riorganizzazione per 2 milioni di euro.

Situazione patrimoniale e finanziaria

Gruppo Saipem - Stato patrimoniale riclassificato (1)

Lo schema di stato patrimoniale riclassificato aggrega i valori attivi e passivi dello schema obbligatorio secondo il criterio della funzionalità alla gestione dell'impresa considerata suddivisa convenzionalmente nelle tre funzioni fondamentali: l'investimento, l'esercizio, il finanziamento.

Il management ritiene che lo schema proposto rappresenti un'utile informativa per l'investitore perché consente di individuare le fonti delle risorse finanziarie (mezzi propri e di terzi) e gli impieghi delle stesse nel capitale immobilizzato e in quello di periodo.

30.06.2017		(milioni di euro)	01.01.2018 (2)	30.06.2018
	4.902	Attività materiali nette	4.581	4.481
	753	Attività immateriali nette	753	693
	5.655		5.334	5.174
2.657		- Engineering & Construction Offshore	2.588	2.702
559		- Engineering & Construction Onshore	548	526
1.664		- Drilling Offshore	1.555	1.334
775		- Drilling Onshore	643	612
	148	Partecipazioni	141	91
	5.803	Capitale immobilizzato	5.475	5.265
	752	Capitale di esercizio netto	571	468
	(206)	Fondo per benefici ai dipendenti	(199)	(209)
	-	Attività (passività) disponibili per la vendita	-	-
	6.349	Capitale investito netto	5.847	5.524
	4.817	Patrimonio netto	4.510	4.140
	28	Capitale e riserve di terzi	41	59
	1.504	Indebitamento finanziario netto	1.296	1.325
	6.349	Coperture	5.847	5.524
	0,31	Leverage (indebitamento/patrimonio netto + capitale di terzi)	0,28	0,32
	1.010.977.439	N. azioni emesse e sottoscritte	1.010.977.439	1.010.977.439

(1) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo "Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori" a pag. 72. (2) Dati restatement per effetto dell'entrata in vigore dell'IFRS 9 e IFRS 15.

Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato è utilizzato dal management per il calcolo dei principali indici finanziari di redditività del capitale investito (ROACE) e di solidità/equilibrio della struttura finanziaria (leverage).

Il capitale immobilizzato si attesta al 30 giugno 2018 a 5.265 milioni di euro, con un decremento di 210 milioni di euro rispetto al 1° gennaio 2018. La variazione deriva da investimenti per 313 milioni di euro, da ammortamenti e svalutazioni per 484 milioni di euro, dalla variazione negativa delle partecipazioni valutate al patrimonio netto per 49 milioni di euro e dall'effetto netto positivo derivante principalmente dalla conversione dei bilanci espressi in moneta estera e da altre variazioni per 10 milioni di euro. Il capitale di esercizio netto diminuisce di 103 milioni di euro, passando da 571 milioni di euro al 1° gennaio 2018 a 468 milioni di euro al

30 giugno 2018. Il fondo per benefici ai dipendenti ammonta a 209 milioni di euro, in aumento rispetto al 1° gennaio 2018.

A seguito di quanto prima analizzato, il capitale investito netto diminuisce di 323 milioni di euro, attestandosi, al 30 giugno 2018, a 5.524 milioni di euro, rispetto a 5.847 milioni di euro del 1° gennaio 2018.

Il patrimonio netto, compresa la quota attribuibile alle minoranze, ammonta al 30 giugno 2018 a 4.199 milioni di euro, in diminuzione di 352 milioni di euro rispetto al 1° gennaio 2018. La diminuzione è riconducibile all'effetto negativo del risultato netto del periodo (298 milioni di euro), dall'effetto negativo della variazione della valutazione al fair value degli strumenti derivati di copertura del rischio di cambio e commodity (67 milioni di euro), compensati in parte dall'effetto positivo sul patrimonio netto derivante dalla conversione dei bilanci espressi in moneta estera e da altre variazioni per 13 milioni di euro.

L'indebitamento finanziario netto al 30 giugno 2018 è pari a 1.325 milioni di euro, rispetto a 1.296 milioni di euro del 1° gennaio 2018.

	Composizione indebitamento finanziario netto
30.06.2017	(milioni di euro)	31.12.2017	30.06.2018
-	Crediti verso altri finanziatori esigibili oltre l'esercizio successivo	-	-
1.495	Debiti verso banche esigibili oltre l'esercizio successivo	941	910
1.495	Debiti obbligazionari e verso altri finanziatori esigibili oltre l'esercizio successivo	1.988	1.990
2.990	Indebitamento finanziario netto a medio/lungo termine	2.929	2.900
(1.809)	Depositi bancari, postali e presso imprese finanziarie di Gruppo	(1.749)	(1.652)
(55)	Titoli disponibili per la vendita	(69)	(68)
(2)	Denaro e valori in cassa	(2)	(3)
(1)	Crediti verso altri finanziatori esigibili entro l'esercizio successivo	(2)	(2)
335	Debiti verso banche esigibili entro l'esercizio successivo	147	114
46	Debiti obbligazionari e verso altri finanziatori esigibili entro l'esercizio successivo	42	36
(1.486)	Indebitamento finanziario netto (disponibilità finanziarie) a breve termine	(1.633)	(1.575)
1.504	Indebitamento finanziario netto (disponibilità finanziarie)	1.296	1.325

Le attività (passività) connesse al fair value dei contratti derivati sono rappresentate nella nota 28 "Strumenti finanziari derivati".

Prospetto del conto economico complessivo

	Primo semestre
2017 (milioni di euro)	2018
Utile (perdita) netto del periodo (99)	(298)
Altre componenti del conto economico complessivo:
- variazione del fair value derivati cash flow hedge 218	(80)
- variazione del fair value delle attività finanziarie, diverse dalle partecipazioni, con effetti a OCI -	(1)
- differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro (108)	21
- variazione del fair value di partecipazioni immobilizzate -
- effetto fiscale relativo alle altre componenti dell'utile complessivo (51)	13
Totale altre componenti del conto economico complessivo (59)	(47)
Totale utile (perdita) complessivo del periodo (40)	(345)
Di competenza:
- Gruppo Saipem (49)	(371)
- terzi azionisti 9	26

Patrimonio netto comprese interessenze di terzi azionisti

(milioni di euro)
Patrimonio netto comprese interessenze di terzi azionisti al 1º gennaio 2018	4.551
Totale risultato complessivo di periodo	(298)
Dividendi distribuiti	-
Cessione (acquisto) di azioni proprie al netto del fair value dei piani di incentivazione	5
Aumento di capitale al netto di oneri	-
Altre variazioni	(59)
Totale variazioni	4.199
Patrimonio netto comprese interessenze di terzi azionisti al 30 giugno 2018	4.199
Di competenza:
- Gruppo Saipem	4.140
- terzi azionisti	59

Rendiconto finanziario riclassificato (1)

Lo schema del rendiconto finanziario riclassificato è la sintesi dello schema obbligatorio al fine di consentire il collegamento tra il rendiconto finanziario che esprime la variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine periodo dello schema obbligatorio e la variazione dell'indebitamento finanziario netto tra inizio e fine periodo dello schema riclassificato. La misura che consente tale collegamento è il "free cash flow", cioè l'avanzo o il deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli investimenti. Il free cash flow chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari), al capitale proprio (pagamento di dividendi/acquisto netto di azioni proprie/apporti di capitale), nonché gli effetti sulle disponibilità liquide ed equivalenti delle variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze cambio da conversione; (ii) sulla variazione dell'indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capitale proprio, nonché gli effetti sull'indebitamento finanziario netto delle variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione.

Esercizio			Primo semestre
2017	(milioni di euro)	2017	2018
(328)	Utile (perdita) del periodo di Gruppo	(110)	(323)
21	Risultato del periodo di terzi azionisti	11	25
	a rettifica:
784	Ammortamenti e altri componenti non monetari	471	504
(2)	(Plusvalenze) minusvalenze nette su cessioni e radiazioni di attività	1	1
282	Dividendi, interessi e imposte	144	138
757	Flusso di cassa del risultato operativo prima della variazione del capitale di periodo	517	343
77	Variazione del capitale di periodo relativo alla gestione	(199)	46
(375)	Dividendi incassati, imposte pagate, interessi pagati e incassati	(255)	(103)
459	Flusso di cassa netto da attività operativa	63	288
(262)	Investimenti tecnici	(147)	(313)
(25)	Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda	(9)	-
17	Dismissioni e cessioni parziali di partecipazioni consolidate, rami d'azienda e attività materiali	7	-
1	Altre variazioni relative all'attività di finanziamento	-	-
190	Free cash flow	(86)	(25)
(13)	Investimenti e disinvestimenti relativi all'attività di finanziamento	2	-
(207)	Variazione debiti finanziari a breve e lungo termine	38	(71)
(27)	Cessione (acquisto) di azioni proprie	-	-
(2)	Flusso di cassa del capitale proprio	(2)	(15)
(82)	Variazioni area di consolidamento e differenze di cambio sulle disponibilità	(33)	15
(141)	FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO	(81)	(96)
190	Free cash flow	(86)	(25)
(27)	Cessione (acquisto) di azioni proprie	-	-
(2)	Flusso di cassa del capitale proprio	(2)	(15)
(7)	Differenze di cambio sull'indebitamento finanziario netto e altre variazioni	34	11
(154)	VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO	(54)	(29)

(1) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo "Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori" a pag. 72.

Il flusso di cassa netto da attività operativa positivo per 288 milioni di euro al netto del flusso negativo degli investimenti tecnici netti e altre variazioni relative all'attività di investimento pari a 313 milioni di euro, ha generato un free cash flow negativo per 25 milioni di euro.

Il flusso di cassa del capitale proprio, negativo per 15 milioni di euro, è relativo al pagamento dei dividendi. La differenza di cambio dell'indebitamento finanziario netto ha generato un effetto negativo per 11 milioni di euro. Pertanto l'indebitamento finanziario netto ha

subito un incremento di 29 milioni di euro. Il flusso di cassa del risultato operativo

prima della variazione del capitale di periodo, di 343 milioni di euro, deriva:

dal risultato negativo del periodo di 298 milioni di euro;
dagli ammortamenti e svalutazioni di attività materiali e immateriali per 484 milioni di euro, dall'effetto della valutazione delle partecipazioni al patrimonio netto per 49 milioni di euro, dalla variazione del fondo benefici ai dipendenti per 9 milioni di euro compensati in parte da differenze cambio e altre variazioni per 38 milioni di euro;
dalle minusvalenze nette su cessioni di attività per 1 milione di euro;
dagli oneri finanziari netti per 43 milioni di euro e dalle imposte sul reddito per 95 milioni di euro.

La variazione positiva del capitale dell'esercizio relativa alla gestione di 46 milioni di euro è da correlare alla dinamica dei flussi finanziari dei progetti in corso di esecuzione.

La voce dividendi incassati, interessi e imposte sul reddito pagati nel primo semestre 2018 negativa per 103 milioni di euro si riferisce principalmente alle imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati e agli interessi pagati. Gli investimenti tecnici in attività materiali e immateriali ammontano a 313 milioni di euro. La suddivisione per divisione è: Drilling Offshore (25 milioni di euro), Engineering & Construction Offshore (262 milioni di euro), Drilling Onshore (18 milioni di euro) ed Engineering & Construction Onshore (8 milioni di euro). Ulteriori informazioni, in ordine agli investimenti effettuati nel periodo 2018 sono riportate nel commento all'andamento operativo.

Riepiloghi degli effetti derivanti dall'applicazione dell'IFRS 9 e dell'IFRS 15

(milioni di euro)	31.12.2017 pubblicato	Effetto applicazione IFRS 9	Effetto applicazione IFRS 15	01.01.2018
Attività materiali nette	4.581			4.581
Attività immateriali nette	753			753
	5.334			5.334
Partecipazioni	141			141
Capitale immobilizzato	5.475			5.475
Capitale di esercizio netto	619	(28)	(20)	571
Fondo benefici dipendenti	(199)			(199)
Capitale investito netto	5.895	(28)	(20)	5.847
Patrimonio netto	4.558	(28)	(20)	4.510
Capitale e riserve di terzi	41			41
Indebitamento finanziario netto	1.296			1.296
Coperture	5.895	(28)	(20)	5.847
Leverage (indebitamento/patrimonio netto + capitale di terzi)	0,28			0,26

Principali indicatori reddituali e finanziari

Return On Average Capital Employed (ROACE)

Indice di rendimento del capitale investito, calcolato come rapporto tra l'utile (perdita) del periodo, prima degli interessi di terzi azionisti e rettificato degli oneri finanziari netti dedotto il relativo effetto fiscale, e il capitale investito netto medio. L'effetto fiscale correlato agli oneri finanziari è determinato in base all'aliquota del 24,0% prevista dalla normativa fiscale italiana.

Return On Average Capital Employed (ROACE) operative

Nel calcolo del ROACE operativo, il capitale investito netto medio viene depurato degli investimenti in corso che non hanno partecipato alla formazione del risultato dell'esercizio. Nessun investimento in corso rilevante nei due esercizi messi a confronto.

		31.12.2017	30.06.2017	30.06.2018
Risultato netto	(milioni di euro)	(307)	(2.235)	(506)
Esclusione degli oneri finanziari correlati al debito (al netto dell'effetto fiscale)	(milioni di euro)	169	151	143
Risultato netto unlevered	(milioni di euro)	(138)	(2.084)	(363)
Capitale investito netto:	(milioni di euro)
- a inizio periodo		6.335	9.040	6.349
- a fine periodo		5.895	6.349	5.524
Capitale investito netto medio	(milioni di euro)	6.115	7.695	5.937
ROACE	(%)	(2,26)	(27,08)	(6,11)
ROACE operative	(%)	(2,26)	(27,08)	(6,11)

Indebitamento finanziario netto e leverage

Il management Saipem utilizza il leverage per valutare il grado di solidità e di efficienza della struttura patrimoniale in termini di incidenza relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi e mezzi propri, nonché per effettuare analisi di benchmark con gli standard dell'industria. Il leverage misura il grado di indebitamento del Gruppo ed è calcolato come rapporto tra l'indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto compresa la quota attribuibile alle minoranze.

30.06.2017	30.06.2018
Leverage 0,31	0,32

Sostenibilità

Sostenibilità del business

La visione di sostenibilità di Saipem è un elemento caratterizzante le strategie di business della Società, che riguarda non solo la gestione delle operazioni in modo responsabile, ma anche la promozione del dialogo e delle relazioni con i propri stakeholder. La presenza di Saipem nei territori permette infatti la creazione di un valore condiviso che contribuisce allo sviluppo socio-economico delle aree in cui opera. In tale ottica la Società aderisce al Global Compact, iniziativa delle Nazioni Unite volta a promuovere il rispetto di dieci principi fondamentali nel campo dei Diritti Umani e del Lavoro, della protezione ambientale e della lotta alla corruzione, con il fine di contribuire, nel proprio ruolo di business, al raggiungimento dei Sustainable Development Goals (SDGs).

Coinvolgimento degli stakeholder

L'identificazione e il coinvolgimento di tutti i portatori di legittimi interessi sono aspetti fondamentali della strategia di sostenibilità di Saipem. La trasparenza e il dialogo con tutti gli stakeholder sono gli strumenti attraverso i quali è possibile creare valore reciproco. Questo approccio generale è stato definito per consentire a Saipem una presenza duratura e un'efficace attuazione delle proprie attività nei territori.

L'adesione al Global Compact ha portato Saipem a scegliere per il 2018 il più impegnativo livello di engagement "Participatory", in ragione della sempre maggiore necessità di confrontarsi con gli stakeholder internazionali e progredire nell'attuazione del piano di azione, spina dorsale della pianificazione delle azioni di sostenibilità Nel corso del primo semestre del 2018 sono continuate le attività sul tema del rispetto dei diritti umani e dei lavoratori nella catena di fornitura di Saipem, tra cui lo svolgimento di audit specifici presso i fornitori in Paesi classificati ad "alto rischio" in tema di tutela dei diritti.

Nel corso del primo semestre del 2018 Saipem ha proseguito inoltre il coinvolgimento con la comunità finanziaria, sempre più attenta alle tematiche di sostenibilità. In particolare la Società ha partecipato attivamente alle iniziative del Forum per la Finanza Sostenibile e si è relazionata con le più importanti agenzie di rating ESG. Il posizionamento della Società in questo senso è stato riconosciuto dalla classifica Morning Star basata sull'assessment di Sustainalytics, ove Saipem si è posizionata prima tra le società italiane quotate e terza tra quelle energetiche.

Comunicare con gli stakeholder

Saipem ha pubblicato per il dodicesimo anno il documento di comunicazione sulla sostenibilità del business "Saipem Sustainability", che illustra le strategie e le azioni fatte dalla Società sia negli ambiti dei temi identificati dagli stakeholder come materiali e sia in termini di impegno per il raggiungimento dei Sustainable Development Goals delle Nazioni Unite, verso i quali il documento ha funzione di "Communication on Progress".

In conformità al D.Lgs. n. 254/2016 sull'informativa non finanziaria degli enti di pubblica rilevanza, recepimento in Italia della Direttiva n. 95/2014, Saipem ha prodotto la prima "Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario" (DNF), documento informativo sull'andamento della gestione degli aspetti non finanziari che descrive le politiche del Gruppo, le attività, i principali risultati e impatti generati nell'anno, in termini di indicatori e analisi di trend. La Dichiarazione è inclusa come sezione distinta nella "Relazione sulla gestione" della "Relazione finanziaria annuale 2017".

Il 28 giugno 2018 il Consiglio di Amministrazione ha approvato il "Modern Slavery Statement 2017" che descrive le politiche e le azioni intraprese dal Gruppo Saipem per misurare e rafforzare i sistemi e i processi per assicurare il rispetto dei Diritti Umani e dei Diritti dei Lavoratori e per prevenire forme di schiavitù moderna e traffico di esseri umani nelle proprie attività dirette e lungo la catena di fornitura.

Attività di ricerca e sviluppo

Il cambiamento dello scenario globale delle fonti energetiche e gli aumentati costi per il loro sfruttamento fanno si che l'industria Oil & Gas necessiti di innovazione per far fronte alle sfide del prossimo futuro. Il nuovo modello di innovazione di Saipem è la sintesi dell'urgenza di fornire concrete soluzioni innovative nel breve termine che riflettano le sfide derivanti dall'evoluzione dei macro-scenari. In aggiunta, l'opzione "digitale" è estesamente perseguita per obiettivi sia del breve che del lungo termine.

In tale contesto Saipem organizza le proprie attività di innovazione tecnologica secondo tre principali direttrici:

sviluppo tecnologico applicato a strumenti e tecnologie per l'esecuzione dei progetti commerciali, di sistemi integrati ad alto contenuto tecnologico o tecnologie licenziate da Saipem;
innovazione trasformativa per cambiare i processi e come Saipem opera per incentivare la produttività e perseguire nuove proposte di valore, con una maggiore apertura verso l'"eco-sistema" per trarre vantaggio dalle tecnologie di digitalizzazione;
technology intelligence per investigare nuove tecnologie all'interno e all'esterno dell'industria Oil & Gas con lo scopo di identificare dirompenti tecnologie emergenti come opportunità di grande impatto sul nostro business. Per quanto riguarda questa direttrice, nel corso del periodo è stata perseguita un'estensiva azione di ricerca tecnologica nei campi di interesse: sono già state identificate alcune tecnologie innovative e sono in fase di definizione i relativi accordi con i proprietari di tecnologia.

Per la divisione Engineering & Construction Offshore Saipem sta lavorando su diverse soluzioni innovative in grado di cambiare le modalità con cui saranno sviluppati i campi esistenti o le nuove infrastrutture riducendone il costo totale. Questo è reso possibile dalla combinazione di diverse nuove tecnologie in fase di sviluppo che rendano tecnicamente ed economicamente sostenibile, anche nelle acque più profonde, il debottlenecking di campi già in produzione, lo sfruttamento di campi marginali e gli sviluppi di nuovi campi. Le nuove tecnologie permettono di spostare sul fondo sottomarino le operazioni condotte in superficie, traguardando la cosiddetta "Subsea Factory", soluzioni di "Long Tie-Back" e di campi "All Electric", ottenendo contestualmente la riduzione delle tubazioni ed equipaggiamenti sottomarini installati.

Una di queste architetture innovative è la tecnologia "Heat Traced Pipe-in-Pipe", adatta alla posa a "J" di condotte rigide, per la quale Saipem ha completato lo sviluppo e attivato una fase di revisione per l'applicazione a una concreta opportunità di business. La tecnologia "Heat Traced Pipe-in-Pipe" estende l'applicazione del sistema di riscaldamento attivo più efficiente a riser e flowline di diametro maggiore e per linee di tie-back ancora più lunghe. Saipem sta inoltre sviluppando una soluzione innovativa che consiste in una stazione sottomarina capace di riscaldare localmente il fluido circolante nelle tubazioni, risolvendo i problemi di flow assurance durante la produzione. I primi test di un prototipo sono in fase di completamento.

La tecnologia "Internal Plasma Welding", per la saldatura di tubazioni in acciaio al carbonio o rivestite con materiali anticorrosione, è utilizzata con successo in diversi progetti ed è stata la tecnologia chiave per l'acquisizione del progetto Barzan in Qatar. Per affrontare i fenomeni di corrosione, di fatica e di esposizione dei materiali alle alte pressioni e temperature sono in sviluppo nuove tecniche di saldatura e di "Field Joint Coating" ancora più veloci, materiali "esotici" e materiali compositi, per tubazioni, valvole, raccordi e componenti ausiliari.

Un ulteriore passo in avanti si ottiene con l'uso di tubazioni rivestite internamente con materiale plastico, in alternativa alle più costose tubazioni rivestite con materiali anticorrosione. La nuova tecnica "Fusion Bonded Joint" consente di ripristinare la continuità del rivestimento protettivo interno plastico nelle fasi di costruzione e posa di linee di water injection e, in futuro, per le linee di produzione di idrocarburi. Saipem è anche attiva nello sviluppo di soluzioni che integrano i nuovi e dirompenti prodotti compositi termoplastici per tubazioni con l'obiettivo di ottimizzare i costi.

In generale, il conseguimento dei traguardi raggiunti è anche il risultato della collaborazione con alcuni partner industriali come Siemens per il Subsea Control System e Total con Veolia per l'industrializzazione della tecnologia SPRINGSTM (Subsea PRocess and INjection Gear for Seawater) che consiste in un trattamento sottomarino dell'acqua.

Per quanto riguarda le tecnologie "Life of Field", Saipem traguarda l'integrazione verticale estendendo il suo campo di attività da URF (Umbilicals Risers Flowlines) al trattamento sul fondale marino, compreso l'intero ciclo di vita del campo sino al suo decommissioning. L'incremento del numero di funzioni e operazioni assegnate agli impianti sottomarini porta a campi sempre più complessi, con la conseguente necessità di ispezionare, monitorare, manutenere e riparare le infrastrutture sottomarine, attività a cui le soluzioni innovative di Saipem possono contribuire.

Le operazioni da remoto e le tecnologie di intervento sottomarine sono gli elementi chiave per il successo dei servizi di installazione e di "Life of Field".

Saipem può avvalersi di tutte le tecnologie di intervento sottomarino sviluppate, come il ROV (Remotely Operated Vehicle) Innovator, il sistema di riparazione condotte SiRCoS, i sistemi di scavo in acque ultra-profonde e ultra-basse e gli altri sistemi sottomarini ingegnerizzati, sino al nuovo Heavy Work Class ROV Innovator 2.0TM, modello lanciato di recente, operativo a bordo del mezzo navale "Normand Maximus", che è in grado di utilizzarli in condizioni di mare molto severe.

Con il nuovo concetto di "Hydrone" Saipem si proietta ancora di più nel futuro della robotica sottomarina. Hydrone è una piattaforma sottomarina costituita dal Hydrone-S, un avanzato AUV (Autonomous Underwater Vehicle), da un veicolo ibrido (ROV/AUV) residente sul fondo (Hydrone-R) e da un sistema ROV residente ricollocabile (Hydrone-W). Il programma accelerato di sviluppo e di industrializzazione della piattaforma Hydrone prosegue con la verifica e il test delle tecnologie più avanzate di comunicazione sottomarina, di controllo automatico, di gestione della potenza, di manipolazione remota, etc.

Saipem e Shell hanno recentemente siglato un accordo per lo sviluppo industriale e la commercializzazione di "FlatFish", un AUV dedicato all'ispezione sottomarina di strutture e condotte nato da un'iniziativa di ricerca e sviluppo promossa da Shell e altri partner a partire dal 2014. La piattaforma Hydrone trarrà quindi vantaggio da alcune delle tecnologie già sviluppate per il prototipo "FlatFish", e in particolare il veicolo Hydrone-S, l'unità AUV residente di tale famiglia di ROV.

Riguardo alle attività di medio-lungo periodo, il trattamento sottomarino favorirà anche la riduzione dei costi attraverso lo spostamento sul fondo marino delle infrastrutture e operazioni condotte in superficie. Risultati di rilievo sono stati raggiunti nell'industrializzazione delle Subsea Factory in scala reale, traguardando la soluzione Subsea-to-Shore.

Saipem ha completato un'ulteriore fase del progetto di sviluppo congiunto, con alcune delle principali compagnie Oil & Gas, della tecnologia proprietaria "Spoolsep" per la separazione gravimetrica dell'acqua prodotta dal petrolio (in fase di sviluppo); una nuova fase è stata proposta recentemente.

La prima fase dello studio in corso con Petrobras sulla sua tecnologia Hi-SepTM per la separazione della CO2 in fase densa è stato completato, e una nuova fase dovrebbe essere avviata nell'anno corrente.

La divisione Drilling Offshore si è principalmente concentrata sull'adozione di nuove tecniche di perforazione e, nell'ambito della digitalizzazione delle attività di perforazione, in collaborazione con un operatore di primo piano nel settore, sono stati perseguiti nuovi approcci basati sulla Virtual & Augmented Reality per Maintenance & Asset Management ed è stato investigato lo sviluppo di una piattaforma per Smart Wearable Devices, per migliorare le condizioni di sicurezza degli operatori a bordo.

La divisione Engineering & Construction Onshore e la divisione XSIGHT si sono principalmente focalizzate sul miglioramento complessivo della value proposition verso i clienti attraverso la progettazione di impianti con prestazioni e disponibilità operative superiori, integrandole al contempo con l'ambiente circostante. Questo si riflette particolarmente negli sforzi innovativi di Saipem nella monetizzazione del gas naturale, sfruttando le solide competenze in materia per massimizzare l'efficienza dell'intera catena del valore.

Più specificatamente è in corso un piano di sviluppo pluriennale per mantenere ai massimi vertici di competitività la tecnologia fertilizzanti proprietaria "SnamprogettiTM Urea". Le attività in corso includono:

il miglioramento della resistenza alla corrosione e riduzione dei costi con lo sviluppo di nuovi materiali di costruzione;
la riduzione del consumo energetico attraverso l'ottimizzazione dei sistemi ausiliari e la riduzione dell'impatto ambientale ("Urea Zero Emission") grazie a soluzioni altamente innovative in corso di sviluppo;
l'incremento dell'efficienza produttiva ed energetica dei complessi ammoniaca-urea attraverso l'integrazione delle tecnologie che prevedono un incremento della produzione di urea (mantenendo costanti le emissioni) e minori consumi energetici.

Notevoli sforzi sono dedicati al campo del Gas Naturale Liquefatto (LNG) per il quale proseguono le attività per la definizione di un processo per la liquefazione e la rigassificazione del gas naturale su piccola scala.

Per quanto riguarda il Floating LNG, dopo la qualifica del sistema criogenico di trasbordo di LNG in "tandem" attraverso l'uso di tubi flessibili galleggianti, è in fase di test per un operatore Oil & Gas di primo piano. In sviluppo c'è inoltre un sistema di trasbordo per LNG volto a ridurre i costi delle infrastrutture fisse.

È in corso un esteso programma per il miglioramento e l'ottimizzazione di diversi aspetti delle modalità di ingegnerizzazione e costruzione delle condotte a terra. Nuove soluzioni sono in via di sviluppo.

Nel medio-lungo termine, nell'ottica di una progressiva decarbonizzazione dell'energia e del contenimento complessivo delle emissioni di CO2, Saipem sta perseguendo numerose e diversificate azioni investendo anche su nuovi approcci ibridi basati sulle tecnologie verdi in associazione allo sviluppo di operazioni Oil & Gas.

Nel settore delle energie rinnovabili a terra gli sforzi tecnologici sono indirizzati prevalentemente sul solare concentrato, le bio-raffinerie e il geo-termico; a questo riguardo sono in via di sviluppo diverse soluzioni, anche in sinergia con nuove iniziative commerciali.

Nel settore delle energie rinnovabili a mare, vantando l'installazione con successo del primo parco eolico galleggiante nel mondo, Saipem sta perseguendo diverse soluzioni innovative per parchi eolici evoluti, unitamente a un concetto sviluppato da Moss Maritime di un parco solare galleggiante per il quale è stata depositata una domanda di brevetto.

Saipem sta inoltre dedicando sforzi di innovazione a tecnologie emergenti come le energie sfruttabili dal mare e l'uso dell'idrogeno come vettore energetico pulito prodotto dall'acqua con l'utilizzo di energia rinnovabile.

Nel campo della protezione dell'ambiente, e in particolare dell'"Oil Spill Response", Saipem ha realizzato a Trieste la struttura tecnologicamente più avanzata per sigillare un pozzo sottomarino in condizioni di eruzione incontrollata. Il sistema Offset Installation Equipment consente di porre rimedio in tempi rapidi a disastri ambientali come quelli della piattaforma Deepwater Horizon nel Golfo del Messico nel 2010. Il sistema, un macchinario particolarmente sofisticato e controllabile da remoto, è in grado di operare anche in condizioni estreme come quelle di un'eruzione sottomarina in acque di media profondità. Il sistema è stato testato nel Mare Adriatico, commissionato e consegnato al cliente, e ufficialmente presentato lo scorso mese di marzo.

Nel quadro complessivo delle attività di sviluppo tecnologico Saipem ha depositato 29 nuove domande di brevetto nel primo semestre del 2018.

Nel campo dell'Innovazione Trasformativa Saipem ha consolidato l'iniziativa riguardante il suo nuovo incubatore di idee e laboratorio di prototipazione, "La Fabbrica dell'Innovazione", mirato a sperimentare soluzioni che rispondano alle sfide del settore in cui Saipem opera attraverso nuove tecnologie (il digitale in primis) e nuove modalità, non solo per aumentarne l'efficienza e la produttività, ma anche per la scoperta e perseguimento di nuove value proposition.

Alcuni dei prototipi concepiti sono già stati provati direttamente su campo con risultati interessanti; a titolo di esempio, le tematiche affrontate hanno riguardato il track & trace di asset e materiali per la digitalizzazione delle attività di costruzione, le potenzialità dell'utilizzo di droni di terra e volanti presso i cantieri Saipem e l'applicazione di vision technology a specifiche attività sui mezzi della flotta offshore.

È stata concepita una nuova metodologia collaborativa digitale e data-centrica per la gestione dell'intero ciclo del progetto ("xDIMTM"). L'implementazione di tale metodologia avviene attraverso una piattaforma d'interfaccia integrata e multidimensionale che scambia dati e informazioni con un Common Data Environment di progetto e lo coniuga in diverse dimensioni, in base alle diverse attività e operazioni eseguite dai differenti dipartimenti lungo tutto il ciclo di vita dell'impianto, incluse la fase di offerta, il processo, l'ingegneria, la pianificazione delle attività, il controllo dei costi, l'approvvigionamento dei materiali, la costruzione, la consegna, le operation e la manutenzione. A inizio 2018 nella Fabbrica dell'Innovazione è stato avviato il primo progetto-pilota esecutivo. In parallelo un nuovo set di tematiche è stato lanciato nel mese di maggio.

Sulla tematica "Industria 4.0", grazie all'esperienza nelle tecnologie di processo, la divisione XSIGHT sta sviluppando soluzioni per Industrial Analytics per supportare la gestione operativa degli impianti industriali, consentendo una migliore pianificazione della produzione e l'ottimizzazione della manutenzione con minori costi e minori imprevisti per apparecchiature e impianti, che consente di ridurre numero e durata delle fermate di impianto.

Le metodologie innovative sono fondamentalmente basate sull'identificazione della correlazione tra il dato operativo e lo stato di integrità dell'apparecchiatura con l'obiettivo di predire quando l'item si deteriorerà per mezzo di machine learning techniques adeguate.

Si segnala inoltre l'evento "Tech Days" che si è tenuto a Cartagena a bordo del mezzo navale Saipem 7000 dove la Società ha presentato ad attori primari del business eolico offshore e a rappresentanti dei media le tecnologie e lo sforzo di innovazione in corso per supportare il ruolo crescente di Saipem nel settore delle energie rinnovabili, nel contesto di un modello di business sostenibile.

Da ultimo merita di essere evidenziato l'accordo di collaborazione di cinque anni siglato con il Politecnico di Milano che include la creazione di un centro di ricerca congiunto, contratti per attività di ricerca su temi specifici e attività di supporto tecnologico. I settori oggetto dell'accordo riguardano le tecnologie nel gas, petrolio e derivati (petrolchimica e raffinazione), le tecnologie per la riduzione delle emissioni, la robotica applicata a veicoli sottomarini e la digitalizzazione.

salute, sicurezza e ambiente

Salute e Sicurezza

Relativamente alle prestazioni in materia di tutela della sicurezza sul lavoro, nel primo semestre del 2018 si è registrato un valore di TRIFR (numero incidenti registrabili ogni milioni di ore lavorate) che si attesta a circa 0,45, valore che conferma il significativo trend di miglioramento registrato anche negli anni precedenti.

Tale risultato è connesso all'attenzione costante posta dalla Società sulle tematiche di salute e sicurezza, al continuo sviluppo e aggiornamento del proprio sistema di gestione HSE e alla diffusione di varie iniziative nelle differenti realtà operative di Saipem.

Una conferma dell'impegno in tali ambiti è stata l'estensione della certificazione ISO 14001 e OHSAS 18001 all'intero Gruppo Saipem, rilasciata dall'ente internazionale DNV-GL alla fine del 2017, dopo un percorso di audit dell'ente terzo di oltre 100 giornate di verifica in vari siti, progetti e società nel mondo.

Relativamente alle iniziative diffuse, si citano:

il programma "Leadership in Health & Safety" (LiHS) che risulta sempre più diffuso e radicato in tutte le realtà Saipem anche alla luce di una specifica iniziativa di LiHS Re-boost finalizzata al rilancio del programma attraverso workshop specifici, training in aula, attività di cascading, diffusione dei Leading Behaviours e l'erogazione dei workshop Choose Life. Il programma è stato esteso anche ad alcune aziende contrattiste;
il proseguimento della campagna, lanciata direttamente dal CEO nel settembre 2015, dedicata alle "Life Saving Rules", emesse dall'IOGP (International Association of Oil & Gas Producers) e riprese da Saipem per diffondere, con maggior enfasi, le "regole salva-vita" e promuovere l'attenzione sulle attività pericolose e sulle azioni individuali per proteggere se stessi e gli altri. I materiali della campagna sono stati arricchiti con un nuovo strumento pensato per supportare il management durante le visite sui siti operativi: il Life Saving Rules Management Walkabout Tool. Inoltre, è in fase di finalizzazione una piattaforma di e-learning basata su animazioni in 3-D con test finale. All'interno di questa ampia campagna si inserisce anche uno specifico programma strutturato per evitare eventi legati alla caduta di oggetti dall'alto. Il programma prevede strumenti dedicati come formazione specifica, iniziative di comunicazione video e poster e una puntuale identificazione delle responsabilità per le figure coinvolte nei processi operativi. Elemento centrale dell'intera campagna è il

breve cortometraggio "Choice not Chance", realizzato dalla divisione Engineering & Construction Offshore e reso disponibile in maniera regolamentata all'intera industria per utilizzi non commerciali da Saipem attraverso la Fondazione LHS;

il proseguimento dell'obiettivo ambizioso della Fondazione LHS di innovare il modo di comunicare le tematiche di salute e sicurezza, coinvolgendo il maggior numero possibile di persone in tutta Italia grazie al progetto "Italia Loves Sicurezza". Italia Loves Sicurezza è un movimento di persone, denominate Ambassador, composto da professionisti, insegnanti, formatori, lavoratori, privati cittadini, che credono nella necessità di agire per contrastare il fenomeno delle morti sul lavoro e favorire un cambiamento culturale, partendo dalle modalità di comunicare queste tematiche, puntando su linguaggi moderni, che possano coinvolgere emotivamente e appassionare. Per celebrare il 28 aprile, Giornata Mondiale per la Salute e la Sicurezza sul Lavoro, la Fondazione LHS rilancia per il terzo anno consecutivo un roadshow di eventi organizzati dagli Ambassador sul proprio territorio. L'edizione 2018 dimostra quanto questo movimento sia cresciuto negli anni. Nel 2016 erano stati 100 gli eventi organizzati in 50 città italiane, 300 nel 2017 in 100 città italiane, che hanno coinvolto migliaia di lavoratori, studenti e cittadini nelle aziende, nelle scuole, nelle piazze. Nel 2018 sono circa 700 gli eventi presentati in tutta Italia, che, unitamente a quelli delle passate edizioni, hanno consentito di raggiungere il target dei mille eventi, lanciato da Fondazione LHS. Tra questi, sono centinaia gli eventi aziendali che hanno previsto attività di formazione, proiezioni cinematografiche, attività di sensibilizzazione e contest creativi. Numerose sono le partecipazioni a trasmissioni radiofoniche e televisive da parte degli Ambassador, che affrontano in maniera innovativa le tematiche della salute e sicurezza, anche nei media più tradizionali. Migliaia sono i bambini e le famiglie coinvolti nelle iniziative nelle scuole, nelle piazze, nei parchi divertimento. Tanti anche gli eventi culturali, le performance teatrali, di cabaret e improvvisazione teatrale e tantissimi i laboratori esperienziali nelle scuole dedicati ai ragazzi prossimi all'inserimento nel mondo del lavoro;
è proseguita l'attività educativa di Fondazione LHS nei confronti dei ragazzi delle scuole, declinando il tema della leadership in safety secondo due filoni: il primo soccorso e la conoscenza dei simboli e della cartellonistica

utile ad affrontare situazioni potenzialmente rischiose. Da gennaio a maggio 2018 ben 50 classi della scuola primaria della città di Milano hanno potuto frequentare il corso "Parole di Primo Soccorso", in collaborazione con Croce Rossa Italiana, per apprendere come comportarsi in maniera sicura e risolvere piccole emergenze sanitarie;

in collaborazione con Muba, Museo del Bambino, l'organizzazione di tre sessioni di formazione del progetto Piccoli Leader, per insegnare alle maestre delle scuole elementari e agli Ambassador di "Italia Loves Sicurezza", come gestire il laboratorio portandolo nelle classi;
la collaborazione tra Saipem, Fondazione LHS e LILT (Lega Italiana per la Lotta contro i Tumori) come partner solidale, viene rafforzata anche in questo primo semestre attraverso la partecipazione di 44 squadre e 9 maratoneti alla Milano Marathon dell'8 aprile. L'adesione alla Milano Marathon ha l'obiettivo di sensibilizzare i dipendenti, attraverso lo sport, ad abbracciare abitudini e stili di vita sani. La collaborazione con LILT si estende ad altre attività di sensibilizzazione e prevenzione in azienda, soprattutto legate ai temi della prevenzione oncologica, della diagnosi precoce, dell'alimentazione e del tabagismo. La partnership prevede anche interventi nelle scuole del territorio lombardo, con percorsi esperienziali studiati ad hoc per le varie fasce di età degli studenti. Le attività, condotte da formatori esperti, incoraggiano i ragazzi a prendere decisioni consapevoli, volte a preservare la loro salute e la loro sicurezza all'interno della propria quotidianità;
il rafforzamento ulteriore dell'"Asset Integrity Management System", un sistema per la prevenzione di incidenti rilevanti che prevede la gestione degli elementi critici e l'individuazione e monitoraggio puntuale di indicatori chiave di prestazioni specifici di progetto e di gruppo;
il proseguimento delle numerose attività di training garantendo sempre elevati standard di qualità della formazione erogata e le iniziative legate alla prevenzione delle cadute dall'alto, dei "dropped objects" e alla protezione delle mani "Keep Your Hand Safe";
la continuazione delle azioni volte a migliorare la diffusione e l'utilizzo sistematico dei vari software sviluppati internamente in ambito HSE e finalizzati sia a semplificare i processi di reporting e audit HSE sia a rendere più agevole le attività di analisi dati.

Ambiente

Saipem persegue il miglioramento continuo delle performance ambientali, adottando strategie per la riduzione e il controllo degli impatti ambientali e per la conservazione e valorizzazione delle risorse naturali.

Per raggiungere tali obiettivi è necessaria una diffusione della consapevolezza ambientale nei progetti, nei siti e nelle sedi di Saipem. Nel corso del primo semestre del 2018 Saipem conferma il proprio obiettivo di rinforzare il suo impegno su aspetti specifici, tra i quali si citano i seguenti:

efficienza energetica: ridurre il consumo di energia e massimizzare l'efficienza per ridurre le emissioni di Gas Serra (GHGs) e contribuire a combattere il cambiamento climatico. Negli ultimi anni Saipem ha effettuato valutazioni e diagnosi sull'efficienza energetica in numerosi asset (in particolare, navi, impianti di perforazione a terra e in mare, yard di fabbricazione, palazzi uffici), nonché implementato iniziative specifiche tra cui, ad esempio, l'ottimizzazione delle rotte di navigazione dei mezzi offshore e dei mezzi drilling offshore attraverso l'utilizzo di specifici software. Per il 2018 l'alta direzione ha stabilito uno specifico obiettivo ambientale finalizzato a definire una strategia societaria per la riduzione dei GHG. Tale obiettivo consiste nella redazione di un piano strategico quadriennale per la riduzione dei GHG e una revisione del sistema di consuntivazione delle emissioni finalizzato all'inclusione delle emissioni di scopo 2 (emisioni derivanti dall'energia elettrica acquistata) e scopo 3 (emissioni derivanti dai business trip);
sensibilizzazione ambientale: nel mese di giugno, in occasione della celebrazione annuale del "World Environment Day" (WED), sono state sviluppate iniziative per motivare e sensibilizzare il personale sul tema della protezione e della corretta gestione degli aspetti ambientali. In particolare, il Programma Ambientale delle Nazioni Unite (UNEP), soggetto promotore del WED, ha lanciato quest'anno il tema "Beat Plastic Pollution", a cui Saipem ha aderito sponsorizzando la campagna sui propri siti e progetti. È stato sviluppato materiale dedicato e disponibile sull'intranet aziendale. L'iniziativa verrà promossa anche esternamente, tramite il canale Saipem linkedin;
relativamente ai mezzi offshore (navi e impianti di perforazione), nel 2017 si diede inizio alla mappatura degli elementi critici che possono generare sversamenti di idrocarburi o altre sostanze pericolose. La mappatura degli elementi critici è completata da un Risk Assessment con focus sulla potenzialità di sversamento. L'attività di mappatura è stata completata su alcuni dei mezzi principali e seguirà anche nel secondo semestre del 2018.

Come accaduto in passato tutte le iniziative citate (sia per la parte salute e sicurezza che per la parte ambiente) si inseriscono nel processo continuo di miglioramento che scaturisce dall'attenta analisi degli incidenti, dalle risultanze degli audit HSE sia interni che esterni, dalle sollecitazioni degli stakeholder e dai vari riesami HSE da parte della direzione aziendale.

Risorse umane

Organizzazione e Qualità

Nel corso del primo semestre del 2018 è proseguito il processo di consolidamento del modello organizzativo divisionale assunto da Saipem nello scorso anno, nell'ottica della continua ricerca della massima flessibilità operativa, del miglioramento delle performance e dei processi di governo societari finalizzata a mantenere un vantaggio competitivo per Saipem, sempre nel rispetto dei principi di compliance e governance.

In tale ottica e in continuità con il perseguimento degli obiettivi di semplificazione, innovazione, efficacia ed efficienza alla base del processo di divisionalizzazione aziendale, le divisioni e le strutture Corporate hanno quindi aggiornato il proprio assetto organizzativo-operativo; in particolare:

divisione Engineering & Construction Offshore: adozione di un assetto organizzativo finalizzato da una parte al rafforzamento del ruolo di coordinamento sul network worldwide e dall'altra a garantire una gestione integrata e coordinata delle competenze e delle risorse Engineering & Construction Offshore presenti in Italia;
divisione Engineering & Construction Onshore: adozione di un modello funzionale con meccanismo a matrice che garantisca un corretto bilanciamento delle responsabilità, una maggiore accountability delle organizzazioni di Progetto, la valorizzazione delle competenze tecniche distintive di divisione e un network commerciale organico e integrato;
divisione Drilling Offshore: riorganizzazione della struttura Drilling Offshore Management, al fine di un sempre più puntuale presidio degli asset di divisione;
divisione Drilling Onshore: rafforzamento del presidio delle attività di promozione e sviluppo del business attraverso l'istituzione della funzione Business Development e l'allocazione delle funzione di indirizzo commerciale alle dipendenze del division manager;
Corporate: riorganizzazione della funzione Digital and Innovation, al fine di renderla maggiormente in linea alla strategia del Gruppo.

Sono proseguite altresì le attività di:

adeguamento complessivo del sistema dei poteri e delle deleghe di Saipem, traguardando le esigenze specifiche di ogni singolo business, con conseguente aggiornamento della Matrice delle Autorizzazioni di Saipem SpA;
adeguamento del corpo documentale di Saipem sviluppato attraverso il Programma "Adeguamento Sistema Normativo";
deployment worldwide del modello sulle società e filiali afferenti, con particolare riferimento all'adeguamento del sistema organizzativo in termini di strutture, poteri e composizione dei Board of Directors e al recepimento e implementazione del Sistema Documentale Corporate e a una maggiore responsabilizzazione del management locale al fine di garantire una gestione uniforme e coordinata del processo.

Relativamente alle gestione delle attività di Qualità, nell'ottica del continuo miglioramento dei processi, sono proseguiti i seguenti progetti:

allineamento del Sistema Qualità di Saipem SpA alla nuova norma ISO 9001;
mantenimento certificazione ISO 3834 per le Pipelines Onshore e per la Fabrication Yard di Arbatax;
messa a punto delle attività di Assicurazione e Controllo Qualità nei progetti;
continuous improvement dei processi di Lessons Learned, Customer Satisfaction e loro implementazione su tutti i progetti;
misurazione dei KPI e, più in generale, implementazione di sistemi di monitoraggio e reporting delle attività di qualità di branches/subsidiaries (a livello di company e di progetto);
aggiornamento della pianificazione e attuazione, sia a livello Corporate che di progetto, dei "Quality System Internal Audit";
rilevazione del "Costo della non Qualità" su progetti esecutivi selezionati;
ottimizzazione di metodologie e strumenti a supporto delle Funzioni Qualità e del Top Management delle diverse realtà Saipem per un'efficace gestione del Sistema Qualità.

Gestione Risorse Umane e Relazioni Industriali

Nel corso del primo semestre del 2018, in virtù del protrarsi di un contesto di mercato ancora critico, sono proseguite le azioni di monitoraggio e controllo su diverse tematiche di gestione. Tali azioni sono volte a un maggiore contenimento di costi connessi alla forza lavoro quali ferie, riposi, straordinari, trasferte, etc. In virtù della nuova struttura divisionale, le stesse si sono concretizzate mediante una collaborazione sinergica tra le strutture Corporate e le strutture di divisione, valutando anche la messa in campo di specifiche azioni mirate a singoli settori di business, con l'obiettivo di renderle maggiormente efficaci proprio in virtù delle diverse specificità e dell'andamento dei diversi contesti.

La Società ha implementato queste azioni anche attraverso il coinvolgimento delle organizzazioni sindacali, condividendo quale obiettivo comune la necessità di rendere maggiormente snella e funzionale l'azienda, anche attraverso la maggior attenzione a processi aziendali particolarmente critici, nell'ottica di rendere la struttura sempre più competitiva nel nuovo scenario internazionale di mercato.

Con riferimento all'impegno a rafforzare il dialogo con il partenariato sociale, a seguito della firma nel 2017 dell'accordo istitutivo del Comitato Aziendale Europeo (CAE) del Gruppo Saipem, sono state perfezionate le procedure di designazione dei delegati nazionali ed è stata convocata per il mese di luglio la prima riunione del CAE, che si svolgerà a San Donato Milanese.

In ambito gestione risorse umane, anche per il 2018, l'azienda ha confermato la riformulazione dell'orario di lavoro, che prevede una prestazione ridotta nel periodo estivo, per consentire, da un lato, un miglior bilanciamento dei tempi vita-lavoro delle risorse, e diffondere tra i responsabili e i dipendenti un differente approccio culturale nella gestione dei tempi di lavoro, e allo stesso tempo garantisce una razionalizzazione dei costi aziendali.

L'attenzione al ricambio generazionale delle risorse, pur nel rispetto del presidio delle competenze critiche, prosegue anche tramite lo strumento dell'esodo incentivato ex art. 4, Legge Fornero.

Nel primo semestre del 2018, in continuità con le azioni intraprese nel corso del 2017 in tema di welfare aziendale, e con l'obiettivo di avvicinare sempre di più l'azienda alle reali esigenze delle sue persone rafforzandone di conseguenza il senso di appartenenza e di fidelizzazione. In tale senso, è stata confermata la possibilità di convertire parte del Premio di Partecipazione in servizi Welfy.

Sul fronte delle Relazioni Industriali Internazionali, il primo semestre del 2018 è stato caratterizzato dal rinnovo ed estensione di accordi collettivi in Indonesia, Messico e Perù. Le azioni in tali Paesi sono volte ad assicurare alla forza lavoro locale delle condizioni di lavoro eque e un ambiente di lavoro improntato al rispetto dei requisiti di sicurezza.

Sulla base delle azioni previste dal Global Compact, l'azienda ha avviato sessioni di training sui diritti umani rivolte al personale Risorse Umane e ai responsabili di società e filiali operanti all'estero, con la finalità di rafforzare la consapevolezza e la sensibilità su una tematica di particolare interesse per Saipem. Nel primo semestre del 2018 l'attività formativa sui diritti umani ha coinvolto 45 risorse impiegate presso le società Saipem SA e Saipem Ltd.

Competenze e Conoscenze

In continuità con i programmi 2017 Saipem si è impegnata a investire sull'equilibrio generazionale, incentivando lo sviluppo e la crescita delle risorse più giovani, nonché motivando e trattenendo le risorse più esperte, al fine di garantire il presidio delle competenze distintive e strategiche per Saipem e favorire il ricambio generazionale.

Le iniziative intraprese sono molteplici e sono state in grado di generare opportunità di sviluppo per i giovani valorizzando le risorse senior grazie all'attività di condivisione e scambio del proprio know-how.

A tal proposito è stato istituito il Comitato Sviluppo Risorse Umane, che ha l'obiettivo di monitorare e guidare lo sviluppo e la carriera dei giovani, nonché di valutare collegialmente i loro percorsi professionali e manageriali.

Il ricambio generazionale in Saipem viene inoltre realizzato sostenendo la motivazione delle risorse più esperte attraverso il trasferimento della conoscenza e il tutoring, nonché creando le condizioni organizzative e manageriali affinché i giovani ottengano pieno empowerment.

Lo scambio di conoscenze e competenze fra generazioni diverse è ulteriormente incentivato tramite iniziative interne come il Reverse Mentoring, che prevede uno scambio di conoscenze e competenze fra dipendenti con diversa anzianità aziendale in ottica di reciproco scambio e iniziative verso l'esterno con la presenza degli esperti Saipem come Maestri di Mestiere all'interno dei programmi scolastici di alternanza scuola-lavoro. Prosegue infatti l'impegno di Saipem iniziato nel 2011 con il Programma Sinergia, mediante la collaborazione con alcuni istituti tecnici italiani per lo sviluppo di percorsi formativi curriculari ed extracurriculari e di campus estivi di approfondimento. In coerenza con una prospettiva di presenza sul territorio, Saipem ha avviato altre importanti collaborazioni con istituti superiori che partiranno dal prossimo settembre coprendo fin da subito il programma scolastico 2018-2019. La prima partnership è stata siglata con l'istituto ISII Marconi di Piacenza che nell'arco di un triennio diventerà la scuola di preparazione di giovani tecnici da avviare alle attività di perforazione sia a terra che a mare; un'altra riguarda invece la regione Sardegna, in cui attraverso l'impegno del personale della Fabrication Yard di Arbatax Saipem intende rafforzare la loro preparazione e aumentare la professionalità degli studenti degli istituti coinvolti.

Continua il consolidamento del piano di employer branding con il mondo universitario attraverso il programma di reclutamento continuo "Rolling Stage" dedicato a giovani laureandi e neolaureati che ha già dato i primi risultati di interesse. Attraverso questo programma è stato rafforzato il brand e incrementato l'interesse dello stesso all'interno delle università. L'azienda ha inoltre partecipato al progetto del Ministero degli Affari Esteri "Invest Your Talent in Italy", che è stato messo a disposizione delle aziende italiane come efficace strumento operativo a supporto dell'internazionalizzazione. Tale partecipazione dà la possibilità di inserire in Saipem talenti stranieri, valorizzando ulteriormente la multiculturalità che caratterizza Saipem.

Si conferma e si rafforza l'attenzione e la salvaguardia del patrimonio di know-how tecnico di Saipem come fattore distintivo e di competitività per ciascun business e per l'azienda.

La valutazione e la mappatura delle competenze e la raccolta delle esperienze delle nostre persone sono ormai un consolidato processo aziendale grazie anche all'impegno profuso nel capitalizzare gli investimenti tecnologici e i risultati raggiunti in seno al progetto K-Map. In particolare, si garantisce ai responsabili di risorse Saipem la possibilità di avere una visione chiara e puntuale delle competenze possedute dalle proprie persone, attraverso l'utilizzo di dashboard di reporting, implementate per ciascuna funzione aziendale nei sistemi dedicati. Da tale azione derivano conseguentemente le iniziative finalizzate allo sviluppo e consolidamento delle competenze distintive di ciascuna famiglia professionale. Di particolare rilevanza sono state le iniziative rivolte ad aree tematiche ritenute critiche per la gestione di progetti: ingegneria, project management, finance and economic, erogate anche attraverso il supporto di docenti interni o con modalità e-learning.

La centralità delle competenze quale leva di competitività aziendale viene ulteriormente rafforzata attraverso la pianificazione strategica delle risorse, al fine di renderla maggiormente orientata e collegata, nell'ambito della definizione dei fabbisogni quali-quantitativi, al monitoraggio e analisi dell'evoluzione delle competenze distintive per il business. L'adozione di questo nuovo modello consentirà pertanto una più efficace capacità di pianificazione e

controllo del capitale umano e delle competenze professionali distintive in funzione dell'evoluzione degli scenari di business.

Proseguono, in continuità con quanto avviato nello scorso anno, le iniziative volte a dare sempre maggiore centralità al modello di Leadership, paradigma di riferimento per tutte le risorse di Saipem. In questo senso l'azienda ha sviluppato, anche con la finalità di diffondere un messaggio univoco di identità e cultura aziendale, diversi programmi di induction, monitoraggio e sviluppo del personale.

Nel corso del primo semestre del 2018 è stata portata a compimento la progettazione delle iniziative a carattere istituzionale dedicate allo sviluppo delle competenze manageriali e comportamentali identificate dal predetto modello di Leadership. Tali azioni sono state ricomprese all'interno di una Academy di gruppo, trasversale ai diversi contesti divisionali, nell'ottica anche di una crescente e costante attenzione al consolidamento di un comune patrimonio di competenze.

Proseguono altresì le iniziative dedicate allo sviluppo delle risorse manageriali. In particolare nel mese di giugno 2018 si è conclusa la prima edizione del percorso formativo dedicato ai Managing Director e Senior Manager Saipem, realizzato in collaborazione con il MIP-Politecnico di Milano. Tale particolare percorso, che ha rappresentato ulteriore occasione di approfondimento del modello di Leadership per risorse italiane e internazionali impegnate in posizioni di responsabilità e di governo, è stato realizzato con modalità di erogazione che si avvalgono anche di una piattaforma web e di strumenti di condivisione dei contenuti on line, consentendo, attraverso di essi, una maggiore flessibilità nei momenti di condivisione e partecipazione.

Infine, in continuità con la metodologia di presidio delle competenze, nonché trasversalità delle carriere, va anche letto il rafforzamento del Succession plan, basato su 3 driver: (i) ricambio generazionale; (ii) carriere inter divisionali; e (iii) la già citata mappatura delle competenze tecniche e manageriali necessarie per ricoprire in futuro le posizioni di target.

Remunerazione

Ai fini della coerenza con l'attuale Piano Strategico Saipem, le Linee Guida di Politica sulla remunerazione 2018 hanno previsto target di performance sfidanti che permettessero di indirizzare, monitorare e valutare le attività legate allo sviluppo del business e della redditività e al monitoraggio, sviluppo e valorizzazione delle competenze critiche per il business, o determinanti per il raggiungimento degli obiettivi del piano strategico aziendale.

In seguito al pieno regime del nuovo modello organizzativo divisionale, è stato avviato il nuovo sistema di incentivazione di breve termine, volto a garantire il bilanciamento tra la performance aziendale e quella divisionale, il miglioramento della capacità premiante del sistema e la semplificazione dello stesso, al fine di incentivare maggiormente lo sforzo di tutti verso il raggiungimento dei target annuali. L'azienda ha assicurato, per tutta la popolazione manageriale, la definizione dei nuovi target per l'anno 2018, coerentemente con gli sfidanti obiettivi dichiarati al mercato in termini di Free Cash Flow ed EBITDA. Inoltre, al fine di garantire il rafforzamento del legame fra performance sostenibile nel tempo, creazione di valore e remunerazione del management, sono stati definiti gli specifici obiettivi relativi a ciascuna divisione. Tali obiettivi rappresentano la priorità per il 2018 e impattano secondo un processo top-down a tutti i livelli dell'organizzazione.

La Politica sulla remunerazione 2018, i cui principali strumenti e obiettivi sono delineati dalla "Relazione sulla Remunerazione", si conferma coerente con il modello di Governance adottato dalla Società e con le raccomandazioni del Codice di Autodisciplina, allo scopo di attrarre, motivare e trattenere risorse ad alto profilo professionale e manageriale e di allineare l'interesse del management con l'obiettivo primario di creare valore per gli azionisti nel mediolungo periodo.

La "Relazione sulla Remunerazione 2018" è stata predisposta in compliance con l'art. 123-ter del D.Lgs. n. 58/1998 e l'art. 84-quater del Regolamento Emittenti Consob ed è stata approvata dal Consiglio di Amministrazione di Saipem in data 5 marzo 2018, con voto favorevole successivamente espresso dall'Assemblea degli Azionisti in data 3 maggio 2018 (per maggiori dettagli si rimanda alla Relazione sulla Remunerazione pubblicata nel sito Saipem).

A seguito della consuntivazione degli obiettivi societari e delle valutazioni delle prestazioni 2017 del management, la Società ha riconosciuto gli incentivi monetari annuali individuali come previsto dalla Politica sulla remunerazione 2018.

In considerazione del contesto di business ancora sfidante, massima attenzione è stata posta nella definizione delle politiche retributive annuali, ispirate a valorizzare selettivamente le competenze con maggiore incidenza sui risultati di business, mantenendo il forte impegno al contenimento della spesa e trattenendo allo stesso tempo le competenze distintive e le professionalità con maggiore incidenza sui risultati di business, in grado di dare un contributo distintivo e determinante per il successo della strategia aziendale.

La Società ha improntato le linee guida di poli-

tica retributiva in un'ottica di lungo periodo e gli incentivi variabili sono stati adottati in maniera selettiva, in favore di strumenti di incentivazione di lungo termine a pagamento differito, confermando la struttura del pacchetto retributivo previsto nel 2017.

Innovazione

Al fine di rispondere alle molteplici sfide che vengono poste dal mutato contesto sociale, Saipem è impegnata a garantire un sempre più soddisfacente work-life balance non solo tramite la citata modulazione dell'orario di lavoro, ma anche attraverso la creazione di una politica di SmartWorking. La sfida più ampia sottesa è la costruzione di un modello di lavoro del futuro che prenda le mosse dagli elementi distintivi della cultura aziendale.

La funzione Risorse Umane è attore principale all'interno di tale cambiamento attraverso iniziative di change management, in modo che sia maggiormente agevole ridefinire il modello di organizzazione del proprio lavoro basato sull'adozione dei principi emergenti del lavoro agile. Le azioni si concentrano quindi su persone, tecnologia e spazi, per ottimizzare ed efficientare il modo di vivere e intendere l'azienda.

Per adattarsi rapidamente al cambiamento culturale proseguono le iniziative volte alla dematerializzazione e digitalizzazione dei processi. In tal senso Saipem sta proseguendo l'impegno nella creazione dei processi di Talent Acquisition e Talent Management.

Attraverso tale integrazione è possibile coprire l'intero percorso di carriera del dipendente (selezione e inserimento, valutazione delle performance, valutazione delle skill, talent review e compensation) e permettono analisi curate, garantendo una visione wing-to-wing di tutte le fasi all'interno di un unico sistema.

Salute e Medicina del lavoro

Nel primo semestre del 2018 si è aperto il processo di revisione e consolidamento in materia di sicurezza informatica sui sistemi di gestione del dato sanitario in compliance con il dettato legislativo relativo alla protezione delle persone fisiche con riguardo al trattamento dei dati personali, nonché alla libera circolazione di tali dati (Regolamento UE 2016/679 entrato in vigore dal 25 maggio 2018).

Si è finalizzato il processo di contenimento dei costi in linea con gli obiettivi strategici di massimizzazione dell'efficienza già perseguiti nel corso del biennio 2016-2017 e in compliance con la normativa attuale vigente e le linee guida internazionali di settore.

Più specificatamente:

medicina occupazionale e sorveglianza sanitaria: concluso il processo di revisione dei protocolli e delle certificazioni nel rispetto delle Guidelines di settore (OGUK e OGP IPIECA);
nel campo dell'innovazione tecnologica e di sviluppo finalizzato a una più sicura ed efficiente gestione del dato sanitario personale prosegue l'attività di implementazione e divulgazione del programma "My Health Records", ideato e prodotto con competenze interne all'azienda, che consente a tutto il personale Saipem worldwide all'interno della sorveglianza sanitaria di poter consultare i propri dati sanitari. La digitalizzazione dei documenti sanitari attraverso "My Health Records" ha lo scopo di garantire:
una comunicazione più rapida e diretta tra datore di lavoro, personale medico e dipendente;
una fruibilità e portabilità immediata dei dati;
la disponibilità di una vasta quantità di informazioni sanitarie in un unico spazio;
un abbattimento dei costi attraverso la dematerializzazione del dato;
consolidato e pienamente operativo il sistema di informazione pre-travel rivolta a tutto il personale Saipem destinato a operare all'estero, e fruibile in modalità e-learning, grazie alla piattaforma TMS3, coerentemente con l'evoluzione e l'aggiornamento delle allerte sanitarie internazionali;
come parte integrante del processo di informazione in materia di Travel Medicine prosegue la gestione e l'aggiornamento dell'app Saipem "Sì Viaggiare";
prosegue l'attività di indirizzo e controllo sulle divisioni sui programmi di Sorveglianza Sanitaria e Vaccinoprofilassi;
è stato riconfermato l'impegno nella promozione della Salute. Saipem SpA ha aderito per il quarto anno consecutivo al programma WHP (Workplace Health Promotion), specificatamente per l'anno 2018 in materia di "Contrasto al fumo" No Smoking Building e fumo passivo;
collaborazione nell'ambito del supporto scientifico sulle iniziative di Welfare in ambito aziendale;
indirizzi scientifici in materia di programmi di Telemedicina condotti in ambito internazionale.

Esercizio			Primo semestre
2017		(unità)	Forza media 2017	Forza media 2018
14.041	Engineering & Construction Offshore		17.007	12.273
12.665	Engineering & Construction Onshore		10.918	12.519
1.661	Drilling Offshore		1.566	1.759
4.779	Drilling Onshore		4.733	4.538
790	Funzioni di staff		1.121	812
33.936	Totale		35.345	31.901
5.932	Italiani		6.021	5.737
28.004	Altre nazionalità		29.324	26.164
33.936	Totale		35.345	31.901
5.693	Italiani a tempo indeterminato		5.752	5.551
239	Italiani a tempo determinato		269	186
5.932	Totale		6.021	5.737

31.12.2017		(unità)	30.06.2017	30.06.2018

5.513 Numero di ingegneri 5.832 5.375 32.058 Numero di dipendenti 34.472 31.779

Sistema informativo

Nel primo semestre del 2018 la funzione ICT ha consolidato la nuova organizzazione aziendale nella quale si sono determinate: una nuova direzione Corporate denominata Digital, focalizzata sulla trasformazione digitale; una funzione Corporate centralizzata di Polo Servizi per coprire, tra le varie responsabilità assegnate, le attività esecutive ICT; infine, per ogni divisione, una nuova funzione di presidio della domanda ICT nell'ambito delle nuove strutture di business. Questo riassetto intende porre una nuova enfasi sulle iniziative di trasformazione digitale dell'azienda sia in chiave generale sia divisionale, conservando attraverso il Polo Servizi un adeguato presidio delle attività di mantenimento ed evoluzione del sistema informativo aziendale.

In termini strategici si conferma la volontà di perseguire obiettivi di contenimento dei costi operativi in continuità con quanto svolto negli anni precedenti. Questo obiettivo è stato declinato come un'azione di revisione del sourcing IT per ottenere sia riduzioni dei costi operativi, sia l'introduzione di innovazioni di natura tecnica. È stato infatti avviato nel 2017 un nuovo progetto di trasformazione, denominato IT Adaptive Sourcing, che ha portato, tra la fine del 2017 e l'inizio del 2018, a un profondo cambiamento della struttura del sourcing ICT. Saipem ha selezionato tre partner tecnologici e di servizio, sia come aziende singole sia in forma di raggruppamento di imprese, con i quali ha avviato un'ampia revisione dell'approvvigionamento di servizi ICT; questo rappresenta un elemento abilitante del percorso di trasformazione digitale dell'azienda. È stato parallelamente individuato con gara un fornitore di servizi Cloud e il contratto è stato assegnato a Microsoft con la sua offerta Azure.

I nuovi contratti formalizzati con Tata Consulting Services, Accenture, DXC con Orange e Accenture con Orange, coprono un ampio spettro di servizi sia infrastrutturali sia applicativi, con un ambito globale di applicazione su tutti i Paesi dove Saipem opera e infine con un apprezzabile riduzione dei costi di servizio.

La fornitura, divisa in lotti, è già stata attivata negli ambiti applicativi, sia per le applicazioni di business sia per le applicazioni corporate; altrettanto avanzata è l'attivazione dei fornitori per le soluzioni infrastrutturali e di sicurezza informatica. Resta infine un ambito di progressiva introduzione e consolidamento, chiamato MSI (Multi Sourcing Integration), che dovrebbe rappresentare una significativa novità nella fase di controllo end-to-end del servizio offerto dai vari fornitori, sia in termini di qualità del servizio sia di costi.

Tra le caratteristiche innovative del contratto vi è la nascita del concetto di ecosistema di fornitura, che dovrebbe assicurare a Saipem una copertura dei fabbisogni grazie allo sforzo di cooperazione dei fornitori in chiave di sostegno delle azioni necessarie sia per la singola area di fornitura sia per quelle attività che richiedono in modo intrinseco un contributo di collaborazione e di integrazione.

È stato inoltre svolto un rilevante sostegno alle iniziative di innovazione che l'azienda ha attivato tra il 2016 e il 2017 e che, nel 2018, ha rilanciato con una nuova iniziativa della Fabbrica dell'Innovazione. È stata infatti delineata e pianificata una road map di trasformazione digitale che elenca le iniziative di cambiamento digitale da perseguire in vari aspetti delle attività aziendali.

Rispetto ai risultati tecnici ottenuti nel periodo, in ambito SAP R/3 sono state svolte alcune attività di roll-out a sostegno del business aziendale. È stata inoltre consolidata la struttura delle soluzioni applicative per la Finanza Saipem, a seguito del distacco da Eni, basata principalmente sul modulo FSCM di SAP (SAP Financial Supply Chain Management), che ottimizza i flussi informativi finanziari e si interfaccia con i sistemi di esecuzione delle operazioni sui mercati dei capitali.

È quasi completato il piano complessivo di interventi impostati per effettuare il pieno distacco dai sistemi informativi di Eni. A fronte della necessità della funzione Risorse Umane, il programma è sostanzialmente completato.

In ambito Procurement l'adozione della piattaforma Cloud SAP/Ariba è giunta alla fase avanzata di diffusione. Avendo introdotto lo scorso anno la funzione di Procure-to-Pay a catalogo per l'acquisto di parti di ricambio e consumabili di area business, sono in corso di finalizzazione le aree di gestione delle gare elettroniche per i servizi complessi.

In ambito Risorse Umane è stata completata la prima fase di adozione della soluzione Oracle Fusion HCM come naturale evoluzione in cloud del sistema informativo attuale. Sono state migrate su Oracle HCM diverse funzionalità relative al Talent Management, mentre le funzionalità di workforce administration restano sul precedente sistema basato su Oracle Peoplesoft; si valuterà in una successiva fase come svolgere il porting finale sul sistema HCM di quanto rimasto su Peoplesoft. Prosegue con soddisfazione il roll-out dell'applicativo Falcon, soluzione in-house Saipem dedicata al payroll internazionale e ai processi di area HR estero, il cui presidio è localizzato presso la Saipem India Projects a Chennai, mentre è in corso di valutazione l'adozione della soluzione ADP per la parte dei payroll più complessi.

Le iniziative ICT di ambito business sono impostate facendo perno sull'assunto strategico di sviluppare un approccio data-centrico per il business e una progressiva completa digitalizzazione dei processi di lavoro aziendali, in sintonia con quanto indicato dalla direzione Innovazione, Sistemi e Corporate Marketing. Gli sviluppi business sono stati orientati da un lato verso l'automazione dei processi, secondo un piano di trasformazione chiamato Project Information Management, introdotto come iniziativa di miglioramento condivisa e messo a disposizione delle funzioni di Ingegneria, Project Management, Qualità e Costruzione delle divisioni, d'altro lato verso la valorizzazione del patrimonio di dati aziendali, adottando soluzioni innovative di ambito Big Data.

Sono state individuate numerose aree di intervento sia in chiave di efficienza, sia di incremento della qualità dei dati ingegneristici che Saipem deve fornire a fine progetto ai propri clienti, nella cosiddetta fase di Handover dei dati e dei documenti di progetto. Sono ormai numerose le commesse nelle quali questa esperienza è stata svolta, trasformando il Saipem Digital Project Data Hub in un vantaggio competitivo.

È stata infine svolta una sperimentazione di tecnologie Big Data per la gestione di ingenti moli di dati, applicandola al supporto alla definizione di eventuali azioni di claim management a progetto. È ora in corso la migrazione della relativa architettura di gestione dati in ambiente Cloud.

In area infrastrutturale sono state avviate nuove iniziative nell'ambito degli strumenti di gestione e ottimizzazione delle infrastrutture centralizzate, utilizzando lo strumento tecnico Splunk per la gestione di ingenti moli di dati, con il quale sono state coperte numerose aree di analisi tecnica per la corretta analisi, configurazione e gestione dei sistemi informatici. In collaborazione con la funzione Risorse Umane è stata inoltre effettuata una profonda revisione del parco stampanti multifunzione, assegnando al fornitore HP Inc il compito di ridurre drasticamente il numero di stampanti abilitando la soluzione di stampa con badge, che ne flessibilizza l'impiego e assicura riservatezza di rilascio delle stampe. Grazie all'introduzione dell'IT Adaptive sourcing si è avviata anche una fase di trasformazione del networking internazionale, adottando le soluzioni di software-defined network per ottimizzare i flussi di dati tra le sedi di Saipem nel mondo.

La parte infrastrutturale IT ha anche svolto un compito rilevante nello strumentare l'ambito della Fabbrica dell'Innovazione. La Fabbrica è stata il terreno di coltura della sperimentazione di tecnologie IT di collaborazione, con le quali favorire la condivisione di esperienze e metodologie di smart working, principalmente basate su strumenti di collaborazione della suite Office 365 di Microsoft.

Le attività di governance e i processi di compliance e di sicurezza sono stati svolti positivamente secondo calendario. Sono state svolte le attività previste dalla metodologia di controllo aziendale per gli ambienti SAP e Oracle Peoplesoft HCM, nonché per i principali software applicativi, abilitando le figure dei client manager interni a svolgere il ruolo di controllo previsto dalle norme aziendali. Questo approccio si combina con un uso avanzato delle tecnologie di sicurezza informatica, e tende a mitigare l'esposizione al rischio di minacce alla sicurezza dei dati nell'ambito dei trattamenti previsti dai sistemi informativi aziendali.

Gestione dei rischi d'impresa

Saipem si impegna a promuovere e mantenere un adeguato sistema di controllo interno e gestione dei rischi costituito dall'insieme degli strumenti, strutture organizzative e normative aziendali volte a consentire la salvaguardia del patrimonio aziendale, l'efficienza e l'efficacia dei processi aziendali, l'affidabilità dell'informativa finanziaria, il rispetto di leggi e regolamenti, nonché dello statuto e delle procedure aziendali. A tal proposito Saipem ha sviluppato e adottato un modello di Enterprise Risk Management che costituisce parte integrante del sistema di controllo interno e gestione dei rischi. Esso ha l'obiettivo di conseguire una visione organica e complessiva dei principali rischi di impresa che possono impattare sugli obiettivi strategici dell'azienda, una maggiore coerenza delle metodologie e degli strumenti a supporto del risk management e un rafforzamento della consapevolezza, a tutti i livelli, che un'adeguata valutazione e gestione dei rischi può incidere positivamente sul raggiungimento degli obiettivi e sul valore dell'azienda.

La struttura del sistema di controllo interno di Saipem è parte integrante del modello organizzativo e gestionale dell'azienda e coinvolge, con diversi ruoli, gli organi amministrativi, gli organismi di vigilanza, gli organi di controllo, il management e tutto il personale, ispirandosi ai principi contenuti nel Codice Etico e nel Codice di Autodisciplina, tenendo conto della normativa applicabile, del framework di riferimento "CoSO Report" e delle best practice nazionali e internazionali.

Informazioni di maggior dettaglio sul sistema di controllo interno e gestione dei rischi, anche con riferimento alla sua architettura, strumenti e funzionamento, nonché sui ruoli, responsabilità e attività dei suoi principali attori, sono contenute nella Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari di Saipem, cui si rinvia.

Il modello di Enterprise Risk Management di Saipem prevede la valutazione dei rischi su base semestrale sia per il Gruppo a livello Corporate che per le principali società controllate che vengono identificate sulla base di parametri economico-finanziari e qualitativi. La valutazione dei rischi è eseguita dal management della Società attraverso numerosi meeting e workshop coordinati dalla funzione di Enterprise Risk Management. In particolare, la valutazione dei rischi viene effettuata valutando i rischi che potrebbero impattare sugli obiettivi strategici e gestionali di Saipem, tenendo in considerazione il nuovo "business model" e i cambiamenti organizzativi e procedurali in azienda.

Inoltre, Saipem ha sviluppato un processo di monitoraggio dei principali rischi del Gruppo su base trimestrale tramite degli appositi indicatori di monitoraggio sull'evoluzione del rischio e sulle relative attività di mitigazione.

Nello stesso tempo, su base annuale Saipem esegue un'analisi di interrelazione tra i principali rischi del Gruppo.

Inoltre, partendo dall'analisi di materialità effettuata dalla funzione Sostenibilità (maggiori informazioni su tale strumento sono presenti nella "Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario" contenuta nella Relazione finanziaria annuale 2017), è stato introdotto un focus per associare i principali temi emersi quali siano, secondo i senior manager di Saipem, i più rischiosi per la Società e le relative aree potenziali di impatto.

Saipem è esposta a fattori di rischio di natura strategica, operativa ed esterna che possono essere associati sia alle attività di business del Gruppo che al settore di attività in cui essa opera. Il verificarsi di tali eventi di rischio potrebbe avere effetti negativi sull'attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Saipem.

Tali fattori di rischio sono stati valutati dal management nell'ambito della predisposizione del bilancio, per ogni singolo rischio, ove ritenuto necessario, si è proceduto ad accantonare in un apposito fondo l'eventuale passività. Si rinvia alle "Note illustrative al bilancio consolidato semestrale abbreviato" per l'informativa relativa alle passività per rischi accantonate in bilancio.

Rischi finanziari

I principali rischi finanziari identificati, monitorati e, per quanto di seguito specificato, attivamente gestiti da Saipem, sono i seguenti:

(i) il rischio di mercato derivante dall'esposizione alle fluttuazioni dei tassi di interesse e di cambio e all'esposizione alla volatilità dei prezzi delle commodity;
(ii) il rischio di credito derivante dalla possibilità di inadempimento di una controparte;
(iii) il rischio di liquidità derivante dalla mancanza di adeguate risorse finanziarie per far fronte agli impegni di breve termine;
(iv) il rischio downgrading derivante dalla possibilità di un deterioramento della valutazione di merito di credito assegnato dalle principali agenzie di rating.

La gestione dei rischi finanziari si basa su Linee Guida emanate centralmente con l'obiettivo di uniformare e coordinare le politiche del Gruppo Saipem in materia di rischi finanziari.

(i) Rischio di mercato

Il rischio di mercato consiste nella possibilità che variazioni dei tassi di cambio, dei tassi di interesse o dei prezzi delle commodity, possano influire negativamente sul valore delle attività, delle passività o dei flussi di cassa attesi. La gestione del rischio di mercato è disciplinata dalle sopra citate Linee Guida e da procedure che fanno riferimento a un modello centralizzato di gestione delle attività finanziarie.

Rischio di mercato - Tasso di cambio

L'esposizione ai tassi di cambio deriva dall'operatività del Gruppo Saipem in aree diverse dall'euro, ossia dalla circostanza che ricavi e/o costi di una parte rilevante dei progetti siano denominati e regolati in valute diverse dall'euro, determinando potenzialmente i seguenti impatti:

sul risultato economico per effetto del differente controvalore di costi e ricavi denominati in valuta al momento della loro rilevazione rispetto al momento in cui sono state definite le condizioni di prezzo e per effetto della conversione e successiva rivalutazione di crediti/debiti commerciali o finanziari denominati in valuta;
sul bilancio consolidato (risultato economico e patrimonio netto) per effetto della conversione del reddito di esercizio e di attività e passività di imprese che redigono il bilancio in valuta diversa dall'euro.

L'obiettivo di risk management del Gruppo Saipem è la minimizzazione degli impatti derivanti dalle fluttuazioni dei tassi di cambio sul risultato d'esercizio.

Il rischio derivante dalla maturazione del reddito d'esercizio in divisa, oppure dalla conversione delle attività e passività di imprese che redigono il bilancio con moneta diversa dall'euro, non è oggetto di copertura.

Saipem adotta una strategia volta a minimizzare l'esposizione al rischio cambio attraverso l'utilizzo di contratti derivati. Le operazioni di copertura possono essere stipulate anche rispetto a sottostanti che abbiano una manifestazione contrattuale futura, ma che siano comunque altamente probabili (cd. highly probable forecast transactions). A questo scopo vengono impiegate diverse tipologie di contratti derivati (in particolare outright e swap). Per quanto attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di cambio, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici. La pianificazione, il coordinamento e la gestione di questa attività a livello di Gruppo Saipem è assicurata dalla funzione Finanza che monitora la corretta correlazione tra strumenti derivati e flussi sottostanti e l'adeguata rappresentazione contabile

in ottemperanza ai principi contabili internazionali IFRS.

Con riferimento alle valute diverse dall'euro che potenzialmente generano impatti in termini di esposizione al rischio di cambio, per il primo semestre del 2018 si è provveduto a elaborare un'analisi di sensitività per determinare l'effetto sul conto economico e sul patrimonio netto che deriverebbe da un'ipotetica variazione positiva e negativa del 10% nei tassi di cambio delle citate valute estere rispetto all'euro.

L'analisi di sensitività è stata effettuata in relazione alle seguenti attività e passività finanziarie espresse in divisa diversa dall'euro:

strumenti derivati su tassi di cambio;
crediti commerciali e altri crediti;
debiti commerciali e altri debiti;
disponibilità liquide ed equivalenti;
passività finanziarie a breve e lungo termine.

Si precisa che per gli strumenti derivati su tassi di cambio l'analisi di sensitività sul relativo fair value viene effettuata confrontando il controvalore a termine fissato nei contratti con il controvalore determinato ai tassi di cambio a pronti, variati in più o in meno del 10%, e aggiustati utilizzando le curve di tasso di interesse coerenti con le scadenze dei contratti sulla base delle quotazioni alla chiusura del periodo.

Si rileva che l'analisi non ha riguardato l'effetto delle variazioni del cambio sulla valutazione delle attività contrattuali, in quanto le stesse non rappresentano un'attività finanziaria secondo lo IAS 32.

Alla luce di quanto precede, sebbene Saipem adotti una strategia volta a minimizzare l'esposizione al rischio di cambio attraverso l'impiego di diverse tipologie di contratti derivati (outright e swap), non può escludersi che le oscillazioni dei tassi di cambio possano influenzare in maniera significativa i risultati del Gruppo e la comparabilità dei risultati dei singoli esercizi.

Un deprezzamento dell'euro rispetto alle altre valute comporterebbe un effetto complessivo ante imposte sul risultato di -82 milioni di euro (-56 milioni di euro al 31 dicembre 2017) e un effetto complessivo sul patrimonio netto, al lordo dell'effetto imposte, di -236 milioni di euro (-223 milioni di euro al 31 dicembre 2017).

Un apprezzamento dell'euro rispetto alle altre valute comporterebbe un effetto complessivo ante imposte sul risultato di 82 milioni di euro (47 milioni di euro al 31 dicembre 2017) e un effetto sul patrimonio netto, al lordo dell'effetto imposte, di 237 milioni di euro (214 milioni di euro al 31 dicembre 2017).

L'incremento (riduzione) rispetto all'esercizio precedente deriva essenzialmente dalla variazione delle attività e passività finanziarie soggette a esposizione.

Rischio di mercato - Tasso di interesse

Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato delle attività e delle passività finanziarie dell'impresa e sul livello degli oneri finanziari netti. L'obiettivo di risk management è la minimizzazione del rischio di tasso di interesse nel perseguimento degli obiettivi di struttura finanziaria definiti e approvati dal Management.

La funzione Finanza del Gruppo Saipem valuta, in occasione della stipula di finanziamenti a tassi variabili, la rispondenza con gli obiettivi stabiliti e, ove ritenuto opportuno, interviene gestendo il rischio di oscillazione tassi di interesse mediante operazioni di Interest Rate Swap (IRS). La pianificazione, il coordinamento e la gestione di questa attività a livello di Gruppo Saipem è assicurata dalla funzione Finanza che monitora la corretta correlazione tra strumenti derivati e flussi sottostanti e l'adeguata rappresentazione contabile in ottemperanza ai principi contabili internazionali IFRS. Sebbene Saipem adotti una strategia volta a minimizzare l'esposizione al rischio di tasso di interesse attraverso il perseguimento di obiettivi di struttura finanziaria definiti, non può escludersi che le oscillazioni dei tassi di interesse possano influenzare in maniera significativa i risultati del Gruppo e la comparabilità dei risultati dei singoli esercizi.

Per quanto attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di interesse, essa viene calcolata dalla funzione Finanza sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici. Con riferimento al rischio di tasso di interesse è stata elaborata un'analisi di sensitività per determinare l'effetto sul conto economico e sul patrimonio netto che deriverebbe da un movimento positivo e negativo di 100 punti base sui livelli dei tassi di interesse.

L'analisi è stata effettuata in relazione a tutte le attività e passività finanziarie esposte alle oscillazioni del tasso di interesse e ha interessato in particolare le seguenti poste:

strumenti derivati su tassi di interesse;
disponibilità liquide ed equivalenti;
passività finanziarie a breve e lungo termine.

Si precisa che per gli strumenti derivati su tassi di interesse l'analisi di sensitività sul fair value viene effettuata scontando i flussi di cassa contrattualmente attesi con le curve di tasso di interesse rilevate sulla base delle quotazioni alla chiusura dell'esercizio, variate in più o in meno di 100 punti base. Con riferimento alle disponibilità liquide ed equivalenti e alle passività finanziarie a tasso variabile si è fatto riferimento rispettivamente allo stock alla data di chiusura dell'esercizio e all'evoluzione dell'esposizione attesa nei successivi 12 mesi; su tale base è stato applicato un movimento in più e in meno di 100 punti base dei tassi d'interesse rilevati alla data di chiusura del primo semestre.

Una variazione positiva dei tassi di interesse comporterebbe un effetto complessivo ante imposte sul risultato di 2 milioni di euro (4 milioni di euro al 31 dicembre 2017) e un effetto complessivo sul patrimonio netto, al lordo dell'effetto imposte, di 2 milioni di euro (4 milioni di euro al 31 dicembre 2017). Una variazione negativa dei tassi di interesse comporterebbe un effetto complessivo ante imposte sul risultato di -11 milioni di euro (-14 milioni di euro al 31 dicembre 2017) e un effetto complessivo sul patrimonio netto, al lordo dell'effetto imposte, di -11 milioni di euro (-14 milioni di euro al 31 dicembre 2017).

L'incremento (riduzione) rispetto all'esercizio precedente deriva essenzialmente dalla variazione delle attività e passività finanziarie esposte alle fluttuazioni del tasso di interesse.

Rischio di mercato - Commodity

I risultati economici di Saipem possono essere influenzati dalla variazione dei prezzi dei prodotti petroliferi (olio combustibile, lubrificanti, gasolio per natanti, etc.) e delle materie prime (rame, acciaio, etc.) nella misura in cui esse rappresentano un elemento di costo associato rispettivamente alla gestione di mezzi navali/basi/cantieri o alla realizzazione di progetti/investimenti.

Al fine di mitigare il rischio commodity, oltre a proporre soluzioni in ambito commerciale, Saipem utilizza anche strumenti derivati "Over The Counter" (in particolare swap, bullet swap) negoziati nei mercati finanziari organizzati ICE, NYMEX e LME, nella misura in cui il mercato di riferimento per l'approvvigionamento fisico risulta ben correlato a quello finanziario ed efficiente in termini di prezzo.

Per quanto attiene alla gestione del rischio prezzo commodity, gli strumenti finanziari derivati su commodity negoziati da Saipem hanno finalità di copertura (attività di hedging) a fronte di sottostanti impegni contrattuali. Le operazioni di copertura possono essere stipulate anche rispetto a sottostanti che abbiano una manifestazione contrattuale futura, ma che siano comunque altamente probabili (cd. highly probable forecast transactions). Nonostante le attività di copertura adottate dalla Società per il controllo e la gestione del rischio commodity, Saipem non può garantire che tali attività siano efficienti, ovvero adeguate, o che in futuro sarà in grado di fare ancora ricorso a tali strumenti di copertura.

Per quanto attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su commodity, essa viene calcolata dalla funzione Finanza sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici.

Con riferimento agli strumenti finanziari di copertura relativi al rischio commodity, un'ipotetica variazione positiva del 10% nei prezzi sottostanti non comporterebbe alcun effetto sia ante imposte sul risultato, che sul patrimonio netto. Un'ipotetica variazione negativa del 10% nei prezzi sottostanti non comporterebbe alcun effetto sia ante imposte sul risultato, che sul patrimonio netto.

(ii) Rischio credito

Il rischio credito rappresenta l'esposizione di Saipem a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalla controparte. Per quanto attiene al rischio di controparte in contratti di natura commerciale, la gestione del credito è affidata alla responsabilità delle unità di business e alle funzioni specialistiche corporate di Finanza e Amministrazione dedicate, sulla base di procedure formalizzate di valutazione e di affidamento dei partner commerciali. Per quanto attiene al rischio di controparte finanziaria derivante dall'impiego della liquidità, dalle posizioni in contratti derivati e da transazioni con sottostante fisico con controparti finanziarie, le società del Gruppo adottano Linee Guida definite dalla funzione Finanza di Saipem in coerenza con il modello di finanza accentrata di Saipem. Nonostante le misure attuate dalla Società volte a evitare concentrazioni di rischio e/o attività e l'identificazione di parametri e condizioni entro i quali consentire l'operatività in strumenti derivati non si può escludere che una parte dei clienti del Gruppo possa ritardare, ovvero non onorare i pagamenti alle condizioni e nei termini pattuiti. L'eventuale ritardato o mancato pagamento dei corrispettivi da parte dei principali clienti potrebbe comportare difficoltà nell'esecuzione e/o nel completamento delle commesse, ovvero la necessità di recuperare i costi e le spese sostenute attraverso azioni legali.

(iii) Rischio liquidità

L'evoluzione del capitale circolante netto e del fabbisogno finanziario è fortemente influenzata dalle tempistiche di fatturazione delle attività contrattuali e di incasso dei relativi crediti. Di conseguenza, nonostante il Gruppo abbia posto in essere misure volte ad assicurare che siano mantenuti livelli adeguati di capitale circolante e liquidità, eventuali ritardi nello stato avanzamento dei progetti e/o nelle definizioni delle posizioni in corso di finalizzazione con i committenti, potrebbero avere un impatto sulla capacità e/o sulla tempistica di generazione dei flussi di cassa.

Il rischio liquidità rappresenta il rischio che, a causa dell'incapacità di reperire nuovi fondi ("funding liquidity risk") o di liquidare attività sul mercato ("asset liquidity risk"), l'impresa non riesca a far fronte ai propri impegni di pagamento, determinando un impatto sul risultato economico nel caso in cui l'impresa sia costretta a sostenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni o, come estrema conseguenza, una situazione di insolvibilità che pone a rischio l'attività aziendale. L'obiettivo di risk management del Gruppo è quello di porre in essere una struttura finanziaria che, in coerenza con gli obiettivi di business e con i limiti definiti, garantisca un livello di liquidità di affidamenti e di linee di credito committed adeguato per l'intero Gruppo.

Allo stato attuale, Saipem ritiene, attraverso una gestione degli affidamenti e delle linee di credito flessibile e funzionale al business, di avere accesso a fonti di finanziamento più che adeguate a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie.

Le policy applicate sono state orientate a garantire risorse finanziarie sufficienti a coprire gli impegni a breve e le obbligazioni in scadenza, nonché ad assicurare la disponibilità di un adeguato livello di elasticità operativa per i programmi di sviluppo di Saipem, perseguendo il mantenimento di un equilibrio in termini di durata e di composizione del debito e un'adeguata struttura degli affidamenti bancari.

Saipem dispone di linee di credito e fonti di finanziamento adeguate alla copertura del fabbisogno finanziario complessivo. Mediante le operazioni eseguite sul mercato bancario e dei capitali, il Gruppo ha strutturato le proprie fonti di finanziamento principalmente su scadenze di medio-lungo termine con una durata media pari a 3,9 anni al 30 giugno 2018.

Alla data del 30 giugno 2018 Saipem dispone di linee di credito committed non utilizzate per 1.500 milioni di euro, a cui si aggiungono le disponibilità di cassa pari a 1.655 milioni di euro. In aggiunta a quanto sopra, Saipem potrà utilizzare l'ammontare residuo pari a 266 milioni di euro della linea garantita da GIEK (in funzione dell'acquisto di apparecchiature e servizi da esportatori norvegesi) e l'ammontare residuo pari a 20 milioni di euro della linea garantita da Atradius.

(iv) Rischio downgrading

S&P Global Ratings assegna a Saipem un "long term corporate credit rating" pari a "BB+", con outlook negativo; Moody's Investor Services assegna a Saipem un "corporate family rating" pari a "Ba1", con outlook stabile.

I credit rating influenzano la capacità del Gruppo di ottenere nuovi finanziamenti e il relativo costo. Di conseguenza, nel caso in cui una o più agenzie di rating dovessero abbassare il rating della Società, si potrebbe determinare un peggioramento nelle condizioni di accesso ai mercati finanziari.

Pagamenti futuri a fronte di passività finanziarie, debiti commerciali e altri debiti

Nella tabella che segue sono rappresentati gli ammontari di pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari compresi i pagamenti per interessi.

	Anni di scadenza
(milioni di euro)	2019 (*)	2020	2021	2022	2023	Oltre	Totale
Passività finanziarie a lungo termine	491	139	600	585	560	635	3.010
Passività finanziarie a breve termine	73	-	-	-	-	-	73
Passività per strumenti derivati	97	10	-	-	-	-	107
Totale	661	149	600	585	560	635	3.190
Interessi su debiti finanziari	97	68	67	51	36	32	351

(*) Include il secondo semestre 2018.

Nella tabella che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte di debiti commerciali e diversi.

			Anni di scadenza
(milioni di euro)	2019	2020-2022	Oltre	Totale
Debiti commerciali	2.159	-	-	2.159
Altri debiti	282	-	-	282

Pagamenti futuri

a fronte di obbligazioni contrattuali

In aggiunta ai debiti finanziari e commerciali rappresentati nello stato patrimoniale, il Gruppo Saipem ha in essere obbligazioni contrattuali relative a contratti di leasing operativo non annullabili il cui adempimento comporterà l'effettuazione di pagamenti negli esercizi futuri. Nella tavola che segue sono rappresentati i pagamenti non attualizzati dovuti negli esercizi futuri a fronte delle obbligazioni contrattuali in essere.

		Anni di scadenza
(milioni di euro)	2019 (*)	2020	2021	2022	Oltre	Totale
Contratti di leasing operativo non annullabili	171	108	78	73	147	577

(*) Include il secondo semestre 2018.

Nella tabella che segue sono rappresentati gli investimenti a vita intera relativi ai progetti di maggiori dimensioni, per i quali sono già stati collocati i contratti di procurement.

	Anni di scadenza
(milioni di euro)	2019 (*)
Impegni per Major Projects	-
Impegni per altri investimenti	70
Totale	70

(*) Include il secondo semestre 2018.

Rischi connessi ai procedimenti legali in essere della Società

Il Gruppo è attualmente parte in causa in procedimenti giudiziari, civili, fiscali o di natura amministrativa. Per una sintesi dei procedimenti più significativi si rinvia alla nota "Garanzie, impegni e rischi - Contenziosi" delle "Note illustrative al bilancio consolidato semestrale abbreviato".

Stante l'intrinseca e ineliminabile alea che caratterizza il contenzioso, pur avendo svolto le necessarie valutazioni anche sulla base dei principi contabili applicabili, non è possibile escludere che il Gruppo possa essere in futuro tenuto a far fronte a oneri e obblighi di risarcimento non coperti dal fondo contenzioso legale, ovvero coperti in misura insufficiente, non assicurati, o di importo superiore al massimale eventualmente assicurato. Inoltre, in relazione ai contenziosi avviati dalla Società, qualora non fosse possibile risolvere la controversia mediante transazione, la Società potrebbe dover sopportare ulteriori costi connessi alla lunghezza dei tempi processuali.

In aggiunta, l'andamento dei procedimenti legali espone la Società a potenziali impatti sulla sua immagine e reputazione nei mass media o con i clienti e partner.

Al fine di massimizzare la mitigazione di tali rischi, Saipem si avvale di consulenti esterni specializzati che assistono la Società nei procedimenti giudiziari, civili, fiscali o di natura amministrativa.

Rischi connessi ai rapporti con i partner strategici

Saipem svolge parte delle sue attività di business in partnership sulla base di contratti che prevedono la responsabilità solidale della Società in caso di inadempienza dei partner o attraverso la costituzione di società miste con dei partner; inoltre, in alcuni dei Paesi nei quali opera, il Gruppo persegue i propri programmi di sviluppo mediante accordi di joint venture con operatori locali o internazionali.

Qualora il committente dovesse subire un danno a causa dell'inadempimento da parte di un partner, Saipem potrebbe essere chiamata ad adempiere alle attività originariamente assegnate a partner inadempienti, ovvero a risarcire il danno arrecato dai propri partner, ferma restando la possibilità di esercitare il diritto di regresso nei confronti dell'impresa associata inadempiente. Inoltre, le relazioni con tali partner potrebbero essere condizionate da eventuali mutamenti al contesto politico, economico e sociale dei Paesi in cui Saipem opera. In talune circostanze il Gruppo potrebbe non essere in grado di massimizzare la profittabilità dei contratti eseguiti in partnership in ragione del minore controllo esercitato sulle varie fasi del progetto svolte dal partner. In aggiunta a quanto precede, l'eventuale mancato accordo con i partner internazionali o locali sulle modalità di gestione di un progetto in fase esecutiva potrebbe incidere negativamente sulle capacità di sviluppo di determinati progetti da parte del Gruppo Saipem.

Inoltre, l'eventuale deterioramento delle relazioni con tali partner strategici potrebbe influenzare la gestione di offerte commerciali, incidendo in modo potenzialmente negativo sulle possibilità di acquisire nuove commesse nel corso del tempo. L'eventuale interruzione di tali accordi di joint venture o cessione di quote in società miste potrebbero determinare la rinegoziazione degli eventuali contratti stipulati in precedenza ed eventualmente causare dispute commerciali e legali con i relativi partner.

Al fine di mitigare tali rischi, Saipem è impegnata nel mantenere relazioni positive di lungo periodo con vari partner locali e internazionali e nel risolvere eventuali emergenti dispute con i propri partner strategici per le attività di business nei Paesi in cui già opera o è interessata commercialmente a operare.

Inoltre, Saipem attua una serie di attività (ad esempio, due diligence) volte a identificare partner adeguati a gestire le attività di impresa eseguite in partnership o in joint venture nel rispetto di quanto previsto dai contratti con i clienti e dalle procedure societarie nelle diverse aree geografiche e nei settori di business in cui Saipem opera.

Rischi connessi al deterioramento del posizionamento commerciale

Il contesto di mercato è caratterizzato dal perdurare di un andamento ribassista del prezzo del petrolio, che, a partire da luglio 2014, si è sommato a una situazione di crescita economica mondiale inferiore alle attese, con un impatto negativo sulla domanda mondiale di petrolio e gas.

Tale condizione influisce sulle politiche di investimento dei principali clienti esponendo Saipem a: (i) ritardi nel processo di negoziazione ed eventuale cancellazione di iniziative commerciali relative a progetti futuri; (ii) cancellazione e sospensione di progetti in corso di svolgimento (siano essi contratti di tipo EPCI Lump Sum o contratti di servizi Drilling); (iii) ritardi e difficoltà nell'ottenere il riconoscimento delle penali contrattuali previste a indennizzo della Società per la cancellazione e sospensione di tali contratti; (iv) ritardi e difficoltà di ottenimento di variation order per cambiamenti dello scopo del lavoro richiesti dal cliente ed eseguiti da Saipem; (v) ritardi e difficoltà nel rinnovare, anticipatamente rispetto alla scadenza e a condizioni economicamente vantaggiose, i contratti di noleggio relativi alle flotte di perforazione terra e mare in essere; (vi) arbitrati e contenziosi internazionali nei casi più significativi.

In aggiunta, tale contesto può condurre al rischio di concentrazione dei clienti e di progetti in alcune aree geografiche nonostante Saipem persegua opportunità commerciali con un ampio focus sui vari clienti del settore energetico (International Oil Company, National Oil Company, Independent, Utility) e con una prospettiva globale sui mercati di riferimento.

Per mitigare la riduzione degli investimenti in CAPEX nel settore Oil & Gas da parte dei propri committenti, Saipem ha sviluppato un nuovo modello di business basato su cinque divisioni: Engineering & Construction Offshore, Engineering & Construction Onshore, Drilling Offshore, Drilling Onshore e XSIGHT, la nuova divisione dedicata ai servizi di ingegneria ad alto valore aggiunto. Inoltre, la Società ha intrapreso iniziative per allargare il portafoglio di clienti e di mercati geografici e cercando settori di business aggiuntivi o alternativi come ad esempio: (i) attività di manutenzione e ottimizzazione di impianti già esistenti (MMO) legate a investimenti in OPEX nel settore Oil & Gas; (ii) impiantistica per fonti rinnovabili (eolico, solare); (iii) realizzazione di condotte e reti idriche a uso civile e altre industrie; (iv) lo smantellamento delle piattaforme petrolifere, incluso attività di plug & abandonment (chiusura e abbandono); (v) realizzazione di linee ferroviarie ad alta velocità; (vi) servizi di ingegneria ad alto valore aggiunto nell'industria energetica in generale (incluse energia rinnovabili).

Rischi connessi al posizionamento strategico del Gruppo

La definizione delle strategie implementate da Saipem si basa sull'analisi degli scenari macroeconomici e geopolitici dei mercati di riferimento e degli sviluppi tecnologici ad essi applicati. Saipem, inoltre, opera in un settore fortemente caratterizzato da mutamenti strategici, in ragione anche della sempre maggiore concentrazione dei concorrenti attraverso operazioni di fusioni e acquisizioni e creazione di joint venture e alleanze a livello locale o internazionale.

Inadeguate previsioni dell'evoluzione di tali scenari, nonché l'errata o ritardata implementazione delle strategie identificate, possono esporre la Società al rischio di non essere in grado di adeguare il portafoglio di attività e quindi il posizionamento competitivo ai mutamenti degli scenari validi per l'industria di riferimento.

Pertanto, tali rischi espongono potenzialmente Saipem a un mancato rafforzamento, oppure a un deterioramento del posizionamento strategico all'interno del settore, riducendo le quote di mercato e la marginalità del Gruppo.

Al fine di assicurare un rafforzamento del posizionamento competitivo del Gruppo in linea con i mutamenti strategici dell'industria e della concorrenza in continua evoluzione, Saipem ha sviluppato un modello di business divisionale, assicurando maggior vicinanza ai vari segmenti di business in cui opera unitamente a una maggior accountability per ciascuna divisione. In tale ambito Saipem ha intrapreso il programma "Fit For the Future 2.0", un'iniziativa volta a recuperare efficienza e preparare la Società alla complessità di un mercato sempre più sfidante. Saipem si avvale di società specializzate nel fornire periodicamente analisi e stime sull'andamento dei segmenti di mercato di riferimento e sulle evoluzioni macroeconomiche, geopolitiche e tecnologiche.

Inoltre, la Società ha costituito il Comitato Sostenibilità, Scenari e Governance, il quale ha tra i suoi compiti quello di assistere il Consiglio di Amministrazione nell'esame e sviluppo degli scenari per la predisposizione delle proprie strategie.

Il posizionamento strategico di Saipem dipende in misura rilevante dall'apporto professionale di personale chiave e di figure altamente specializzate. Sono considerati personale chiave i "dirigenti con responsabilità strategiche" (per maggiori informazioni si faccia riferimento alla specifica sezione di dettaglio all'interno della "Relazione sulla Remunerazione 2018"). Si intendono per figure altamente specializzate del Gruppo Saipem, il personale che, in ragione del patrimonio di competenze ed esperienza, risulta determinante nell'esecuzione dei progetti operativi, nonché per la crescita e lo sviluppo di Saipem.

Qualora il rapporto tra la Società e una o più delle figure menzionate dovesse interrompersi per qualsivoglia motivo, nonostante le varie azioni di mitigazione poste in essere dal management, non vi sono garanzie che la Società riesca a sostituirle tempestivamente con soggetti egualmente qualificati e idonei ad assicurare nel breve periodo il medesimo apporto operativo e professionale. Inoltre, lo sviluppo delle strategie future di Saipem dipenderà in misura significativa dalla capacità della Società di attrarre e mantenere personale altamente qualificato e competente. La continua espansione della Società in aree e attività che richiedono conoscenze ulteriori renderanno peraltro necessaria anche l'assunzione di personale dirigenziale e tecnico, sia internazionale che locale, con competenze differenti.

Con la finalità di prevenire e mitigare questi rischi, la Direzione Risorse Umane, in cooperazione con le varie funzioni aziendali, utilizza strumenti operativi integrati a sostegno della gestione delle conoscenze specialistiche, delle capacità manageriali e dello sviluppo professionale di personale chiave e specializzato e un processo di mappatura e analisi di competenze e conoscenze maturate dalle risorse nei vari contesti operativi. In aggiunta, Saipem ha definito una metodologia per l'individuazione dei successori nelle posizioni manageriali di interesse strategico, la quale consente di avere disponibili piani di successione strutturati per tali posizioni.

Infine, Saipem ha definito le linee guida della politica retributiva di Gruppo allo scopo di attrarre, motivare e trattenere risorse ad alto profilo professionale e manageriale e di allineare l'interesse del management con l'obiettivo primario di creare valore per gli azionisti nel medio-lungo periodo (maggiori informazioni presenti nella specifica sezione di dettaglio "Risorse umane").

Rischi connessi alla fluttuazione del capitale circolante

Il deterioramento delle condizioni di mercato e della posizione finanziaria dei clienti può causare ritardi sia dei pagamenti da parte degli stessi clienti per servizi resi sulla base delle disposizioni contrattuali, sia del riconoscimento e conseguente pagamento di variation order e claim relativi ai contratti in fase di esecuzione. Tali fluttuazioni dei flussi di cassa si possono verificare nonostante nella prassi contractor e cliente cooperino nella ricerca di un accordo che soddisfi entrambe le parti con l'obiettivo di non compromettere la corretta esecuzione o di non ritardare il completamento del progetto. In particolare, con riferimento al mercato dei progetti EPCI, i flussi di cassa del Gruppo sono fortemente condizionati dalla struttura contrattuale negoziata con il cliente, che può richiedere un significativo impegno di risorse finanziarie sia nelle fasi iniziali della commessa (ad esempio, per l'emissione di ordini d'acquisto a fornitori, per la mobilitazione del personale, nonché per la mobilitazione o l'approntamento tecnico dei mezzi navali coinvolti) che nelle fasi successive per il raggiungimento delle milestone previste contrattualmente. Inoltre, nella fase esecutiva dei progetti il contrattista è esposto alla negoziazione di corrispettivi relativi a variazioni di scopo del lavoro richieste dal cliente (variation order) o necessarie per la corretta realizzazione dell'opera, ma non richieste esplicitamente dal cliente (claim).

Il mercato Drilling Offshore e Onshore è, invece, caratterizzato da tariffe di vendita dei relativi servizi che includono la remunerazione del rig di perforazione (in genere, di proprietà del contractor), del personale e dei costi accessori (ad esempio, subcontrattisti per servizi ancillari). Pertanto, i relativi flussi di cassa si potrebbero deteriorare in caso di disallineamento tra il pagamento delle tariffe di vendita da parte dei clienti e il pagamento a terze parti dei costi relativi alle attività operative.

La Società si è dotata di varie tecniche implementate sin dalla fase negoziale al fine di ottenere condizioni più favorevoli (ad esempio, anticipi contrattuali) e monitorare i propri contratti (ad esempio, attraverso procedure stringenti per l'ottenimento delle attestazioni necessarie a procedere con la fatturazione, ovvero attraverso un costante monitoraggio e segnalazione al cliente di tutte le variazioni contrattuali o esecutive del progetto) con la finalità di mantenere flussi di cassa positivi o neutri durante l'esecuzione delle varie fasi del progetto. Nonostante le attività poste in essere dalla Società, i progetti EPCI e Drilling possono subire un deterioramento del capitale circolante esponendo il Gruppo a impatti economico-finanziari, nonché un peggioramento della reputazione nell'industria di riferimento e nei mercati finanziari.

Rischi relativi alla perdita di efficacia dei processi di business

L'industria in cui Saipem opera ha attraversato un periodo di grande trasformazione caratterizzato da una forte compressione dei margini. La Società ha avviato varie iniziative finalizzate al recupero di efficienza denominate "Fit For the Future" nelle quali è stata posta particolare enfasi sulla razionalizzazione dei processi di business. A tali attività si è affiancato il processo di divisionalizzazione che ha l'obiettivo di portare a una maggior focalizzazione alle attività di business allocando all'interno delle divisioni molte attività e processi precedentemente presidiati centralmente. La necessità di cambiamento del modello organizzativo, la complessità del contesto di mercato sono elementi che hanno impegnato in modo considerevole il management di Saipem nel corso degli ultimi anni. L'intervenire di fattori esogeni legati a ulteriori cambiamenti e/o necessità di predisporre documentazione ai fini di supportare la posizione della Società in vari contenziosi attualmente in corso possono esporre Saipem in una perdita di efficacia dei propri processi di business.

Rischi relativi alla riduzione della marginalità

La Società opera nel settore altamente competitivo dei servizi per l'industria Oil & Gas, il cui andamento è significativamente influenzato dall'andamento del prezzo del petrolio nei mercati internazionali. Il livello basso del prezzo del petrolio negli ultimi anni ha avuto effetti significativi sui programmi di investimento dei principali clienti di Saipem, determinando un impatto sulla domanda di servizi offerti dalla Società e dei margini ad essi associati.

Per tale ragione l'industria dei servizi per il settore Oil & Gas è stata caratterizzata da una crescente pressione competitiva sui prezzi per i contratti di importo fortettario, denominati "chiavi in mano" su base lump-sum nei servizi di Engineering & Construction Offshore e Onshore e per le rate dei mezzi nel mercato Drilling Offshore e Onshore.

In particolare, l'elaborazione del preventivo di offerta e la determinazione del prezzo sono frutto di un accurato, articolato e puntuale esercizio di stima che coinvolge varie funzioni aziendali e che viene ulteriormente integrato da valutazioni di rischio per coprire eventuali aree di incertezza inevitabilmente presenti in ciascuna offerta (cd. contingency). Nonostante questi sforzi all'interno della Società, lungo la durata del contratto i costi e i ricavi e conseguentemente i margini che la Società realizza su contratti lump-sum, potrebbero variare in modo anche significativo rispetto agli importi stimati per molti motivi legati ad esempio a: (i) cattiva performance/produttività di fornitori e subappaltatori; (ii) cattiva performance/produttività di nostra manodopera; (iii) modifiche dell'ambito di lavoro (cd. change order) non riconosciute dal cliente; (iv) condizioni meteorologiche peggiori di quelle previste a fronte delle statistiche disponibili; (v) aumenti del costo delle materie prime (ad esempio, acciaio, rame, carburanti, etc.).

Tutti questi fattori, in aggiunta ad altri rischi insiti in generale nei settori in cui Saipem opera, possono comportare costi aggiuntivi, il mancato riconoscimento di ricavi e la conseguente riduzione dei margini originariamente stimati, comportando un decremento anche significativo della redditività o perdite su progetti. Il materializzarsi di tali significative differenze potrebbero portare a un deterioramento dei risultati economico-finanziari del Gruppo e danneggiare la reputazione della Società nell'industria di riferimento.

Per allineare il proprio profilo sia di costo che competitivo all'attuale scenario del prezzo di petrolio e gas, la Società sta implementando un nuovo "business model" sulla base del programma "Fit For the Future 2.0" e concludendo il precedente programma "Fit For the Future", che fra le varie iniziative prevede una razionalizzazione dei costi di struttura, delle yard di fabbricazione e dei mezzi navali.

In aggiunta, nell'attuale scenario di mercato dei prezzi degli idrocarburi la Società è impegnata nell'identificazione e nell'implementazione di varie nuove iniziative e soluzioni per ridurre i propri costi attraverso processi e tecnologie più efficienti.

Rischi connessi all'evoluzione tecnologica

I settori Engineering & Construction e Drilling sono caratterizzati dalla continua evoluzione delle tecnologie, asset, brevetti e licenze utilizzate.

Al fine di mantenere la propria posizione competitiva, Saipem aggiorna in maniera adeguata e continua le tecnologie, gli asset e le licenze di cui dispone con l'obiettivo di adeguare l'offerta dei propri servizi alle esigenze presenti e prospettiche del mercato per lo svolgimento della propria attività.

Qualora la Società non fosse in grado di aggiornare, acquisire o sviluppare le tecnologie, gli asset, i brevetti e le licenze necessarie a migliorare le proprie prestazioni operative, il Gruppo potrebbe dover modificare o ridurre i propri obiettivi di breve o lungo periodo.

Pertanto, oltre all'esperienza estremamente importante di ricerca e sviluppo incrementale, che continua a essere un punto chiave della strategia, Saipem ha intrapreso l'iniziativa denominata "Fabbrica dell'Innovazione", che consiste in un incubatore di idee per sviluppare metodologie e tecnologie "disruptive" per far fronte alle sfide del settore. Un'area emergente di interesse per la "Fabbrica dell'Innovazione" è quella legata alle tecnologie finalizzate a incrementare l'efficienza energetica nelle operazioni e nelle tecnologie nell'ambito della decarbonizzazione dell'energia (maggiori informazioni presenti nella specifica sezione di dettaglio "Attività di ricerca e sviluppo").

Infine, Saipem è supportata da società specializzate nell'analizzare l'evoluzione tecnologica nei segmenti di mercato di riferimento e le prospettiche soluzioni che potrebbero richiedere i clienti negli anni successivi (ad esempio, nel settore delle energie rinnovabili).

Rischi connessi alla supply chain

Nella realizzazione dei progetti e nel normale corso della propria attività, il Gruppo si affida a numerosi fornitori di beni e servizi e subcontrattisti e in alcuni casi coinvolge dei partner. Eventuali performance insufficienti da parte di tali fornitori, subcontrattisti e partner potrebbero generare inefficienze nella supply chain e determinare, conseguentemente, costi addizionali legati alla difficoltà di sostituire i fornitori di beni e servizi, subcontrattisti e partner individuati per lo svolgimento delle attività, ovvero per l'approvvigionamento di beni e servizi a prezzi più elevati, nonché ritardi nella realizzazione e consegna dei progetti.

Il deterioramento delle relazioni con fornitori, subcontrattisti e partner potrebbe tradursi in uno svantaggio competitivo legato alla riduzione del potere contrattuale di Saipem, con conseguenti incrementi di tempi e di costi, peggioramento delle condizioni contrattuali e deterioramento delle relazioni commerciali con i clienti e dei risultati economici del Gruppo.

Con l'obiettivo di prevenire e mitigare tali rischi, la Società si è dotata di uno strutturato sistema di qualifica e selezione al fine di collaborare con fornitori e subcontrattisti affidabili e con una reputazione consolidata. Inoltre, Saipem ha intrapreso numerose iniziative operative e organizzative che sono incluse nei programmi "Fit For the Future" e "Fit For the Future 2.0", al fine di migliorare l'efficacia ed efficienza dei processi interni, i quali sono anche esposti a una serie di rischi di varia natura (ad esempio, non adeguata selezione o non corretta stipula delle clausole contrattuali o dei fabbisogni in termini di qualità o quantità) impattanti sulle performance dei progetti delle varie divisioni.

In aggiunta, Saipem è esposta a rischi legati a eventuali comportamenti non etici da parte di fornitori e subcontrattisti. Saipem mitiga e previene tali rischi con vari strumenti, verifiche (compreso attività di due diligence) e programmi di formazione. Ai fornitori, ai subcontrattisti e ai partner Saipem richiede di prendere visione e accettare nella totalità il proprio Modello 231, comprendente il Codice Etico. Tale Modello fa riferimento innanzitutto al D.Lgs. n. 231/2001 e si ispira anche nei suoi principi alla Dichiarazione Universale dei Diritti Umani delle Nazioni Unite, alle Convenzioni Fondamentali dell'ILO (International Labour Organization) e alle Linee Guida dell'OCSE per le Imprese Multinazionali (maggiori informazioni presenti nella specifica sezione di dettaglio all'interno della "Dichiarazione di carattere non finanziario" contenuta nella Relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2017).

Rischi connessi a possibili frodi o attività illecite da parte di dipendenti o terzi

Il Gruppo è soggetto al rischio di frodi e/o attività illecite da parte di dipendenti e di terzi (ad esempio, corruzione, mancanza di trasparenza, fuga di informazioni confidenziali, non conformità con procedure aziendali e normative). In particolare, Saipem svolge le proprie attività di business insieme a subcontrattisti, fornitori e partner che potrebbero porre in essere condotte fraudolente di concerto con i dipendenti ai danni della Società. Inoltre, il Gruppo opera in vari Paesi caratterizzati da un'elevata percentuale di frode e corruzione, secondo il "Corruption Perception Index" di Transparency International.

Con riferimento al predetto rischio la Società svolge periodicamente attività di audit e verifica, anche con l'ausilio di consulenti esterni. Inoltre sebbene Saipem abbia aggiornato costantemente, nelle società del Gruppo, il sistema di controllo interno e il Modello 231, comprendente il Codice Etico di Saipem, nonché il modello di organizzazione, gestione e controllo per le società del Gruppo (incluse quelle con sedi in Paesi esteri), non è possibile escludere il verificarsi di comportamenti fraudolenti, ovvero illeciti.

Saipem mette a disposizione di dipendenti e stakeholder un canale informativo (cd. whistleblowing) che fa capo all'Organismo di Vigilanza e ne garantisce la riservatezza, attraverso il quale è possibile inoltrare segnalazioni relative a problematiche di sistema di controllo interno, informativa societaria, responsabilità amministrativa della Società, frodi o altre materie (violazioni del Codice Etico, pratiche di mobbing, furti, sicurezza del personale, etc.). Maggiori informazioni sono presenti nella specifica sezione di dettaglio all'interno della Relazione del Collegio Sindacale all'Assemblea degli Azionisti.

Inoltre, nel corso degli anni Saipem ha sviluppato un sistema di gestione anti-corruzione di cui ha recentemente ottenuto la certificazione di conformità allo standard internazionale ISO 37001 - Sistemi di Gestione Anticorruzione (pubblicato dall'International Organization for Standardization - ISO). Tale risultato rappresenta un importante presidio nella prevenzione e contrasto alla corruzione, dal momento che tale standard ISO 37001 definisce requisiti e fornisce linee guida per aiutare un'organizzazione a prevenire, individuare, rispondere a potenziali fenomeni di corruzione, a conformarsi alla legislazione anti-corruzione e altri eventuali impegni volontari applicabili alle proprie attività.

Nell'ambito dei rischi connessi a possibili frodi o attività illecite da parte di dipendenti o terzi, Saipem è anche esposta, in particolare, a rischi connessi alla protezione delle informazioni e del know-how, in quanto la Società nello svolgimento delle proprie attività fa affidamento su informazioni, dati e know-how, di natura sensibile, elaborati e contenuti in documenti, anche in formato elettronico, il cui accesso e diffusione non autorizzati da parte di dipendenti o terzi possono rappresentare frodi o attività illecite, oltre ad arrecare danni a Saipem.

Sebbene il Gruppo adotti protocolli e politiche di sicurezza informatica, non può escludersi che Saipem possa dover fronteggiare minacce alla sicurezza della propria infrastruttura informatica, ovvero tentativi illegali di accesso al proprio sistema informatico (cd. cyber attack) che potrebbero comportare la perdita di dati o danni alla proprietà intellettuale e agli asset, l'estrazione o l'alterazione di informazioni o l'interruzione dei processi produttivi. Inoltre, interruzioni o guasti nel sistema informatico potrebbero compromettere l'operatività del Gruppo, provocando errori nell'esecuzione delle operazioni, inefficienze e ritardi procedurali nell'esecuzione delle attività.

In aggiunta, la Società potrebbe dover affrontare tentativi di ottenere accesso fisico o informatico alle informazioni personali, confidenziali o ad altre informazioni sensibili che si trovino presso le proprie strutture.

Per la gestione di tali rischi si segnala che Saipem fa uso di tecnologie avanzate di sicurezza informatica e di un ICT Security Plan, in modo da mitigare l'esposizione al rischio di minacce alla sicurezza dei dati nell'ambito dei trattamenti previsti dai sistemi informativi aziendali (maggiori informazioni presenti nella specifica sezione di dettaglio "Sistema informativo").

Infine, la Società si è dotata di principi e regole cui il Gruppo deve attenersi nella gestione interna e nella comunicazione all'esterno di documenti e informazioni societarie riguardanti Saipem, con particolare riferimento alle informazioni privilegiate (maggiori informazioni presenti nella specifica sezione di dettaglio all'interno della "Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari").

A partire dall'aprile 2018 Saipem si è dotata di un apposito Modello Organizzativo Privacy volto a garantire l'ottemperanza alla direttiva europea in materia di privacy (General Data Protection Regulation - GDPR). Nonostante l'attenta applicazione della citata normativa europea nell'impetrazione di tale modello non si può escludere che all'interno del Gruppo non possano accadere non conformità o errate applicazioni che potrebbero avere come conseguenza l'applicazione di sanzioni a danno della Società.

Rischi connessi alla salute, sicurezza e ambiente

Le attività svolte da Saipem sia nell'ambito di progetti operativi che nell'ambito di progetti relativi a upgrade, manutenzione o smaltimento di asset, impiegando personale interno e/o subcontrattisti, espongono al potenziale verificarsi di incidenti che possono causare impatti negativi sulla salute e sicurezza delle persone e sull'ambiente. Inoltre, Saipem è soggetta a leggi e regolamenti per la tutela dell'ambiente, della salute e della sicurezza a livello nazionale e internazionale durante le varie attività.

Con riferimento a tali rischi, la Società ha sviluppato un sistema di gestione HSE (Health, Safety and Environment), in linea con i requisiti delle leggi in vigore e gli standard internazionali ISO 14001 e OHSAS 18001, di cui Saipem ha ottenuto la certificazione a livello di Gruppo. In particolare, la gestione dei rischi HSE si fonda sui principi di prevenzione, tutela, consapevolezza, promozione e partecipazione con l'obiettivo di garantire la salute e sicurezza dei lavoratori e tutelare l'ambiente e il benessere generale delle comunità.

Nonostante l'adozione di tali procedure da parte della Società, non può escludersi il rischio che nel corso della normale attività del Gruppo Saipem si verifichino eventi pregiudizievoli per la salute delle persone e per l'ambiente. Inoltre, il verificarsi di tali eventi potrebbe comportare sanzioni di natura penale e/o civile a carico dei responsabili e, in alcuni casi, di violazione della normativa sulla sicurezza, anche ai sensi del D.Lgs. n. 231/2001, con conseguenti costi connessi all'applicazione di sanzioni in capo alla Società, oneri derivanti dall'adempimento degli obblighi previsti da leggi e regolamenti in tema di ambiente, salute e sicurezza, nonché impatti sull'immagine e sulla reputazione di Saipem.

Per quanto riguarda i rischi legati alla sicurezza e la salute delle persone, Saipem ha in corso una serie di specifiche iniziative di mitigazione, fra le quali si segnalano in particolare:

la continua e rinnovata implementazione del programma "Leadership in Health & Safety" (LiHS), che ha l'obiettivo di rafforzare la cultura aziendale in materia di salute e sicurezza;
la campagna dedicata alle "Life Saving Rules", volta a promuovere l'attenzione sulle attività pericolose e sulle azioni che ciascun individuo può porre in essere per proteggere se stessi e gli altri;
lo sviluppo di evolute attività di Medicina del Lavoro e Sorveglianza Sanitaria.

Per quanto riguarda i rischi legati alla salvaguardia dell'ambiente, Saipem ha sviluppato uno strutturato sistema di prevenzione, gestione e risposta agli spill.

Per quanto riguarda i rischi legati alla preservazione dell'ambiente, Saipem ha in corso varie specifiche iniziative di mitigazione, fra le quali, si segnalano in particolare:

misure volte a eliminare il rischio di sversamenti e, nel caso ciò accada, di implementare misure e azioni volte a impedirne la propagazione;
identificazione di programmi di manutenzione specifici del parco asset volti a prevenire perdite di fluidi.

Infine, Saipem promuove iniziative finalizzate al risparmio idrico e alla gestione del rischio idrico, ad esempio la realizzazione di Water Management Plan (maggiori informazioni presenti nella specifica sezione di dettaglio all'interno della "Dichiarazione di carattere non finanziario" contenuta nella Relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2017).

Inoltre, al fine di eseguire progetti EPCI, servizi di perforazione e altri servizi nell'industria dell'energia, il Gruppo possiede numerosi asset, in particolare mezzi navali specializzati (ad esempio per la posa di condotte e sollevamento di strutture), rig di perforazione Offshore e Onshore, navi di produzione/trattamento/stoccaggio e trasbordo comunemente denominate FPSO, equipment Onshore (ad esempio, per la posa di tubi), yard di fabbricazione e basi logistiche.

In particolare, per tutti i mezzi navali di proprietà del Gruppo, Saipem rinnova periodicamente le certificazioni emesse da parte degli appositi enti di classifica e le certificazioni emesse dalle autorità di bandiera. Si segnala che tali certificazioni devono essere confermate su base annuale a seguito di ispezioni che gli enti di classifica effettuano a bordo delle unità navali. In aggiunta, i mezzi navali, sulla base delle caratteristiche tecniche e della tipologia di ciascuno, soddisfano i requisiti richiesti dalla normativa internazionale applicabile in campo marittimo (convenzioni IMO - International Maritime Organization, quali ad esempio MARPOL, ISM, ISPS, etc.).

Gli asset del Gruppo sono inoltre soggetti ai normali rischi legati alle attività operative ordinarie e a rischi catastrofali legati a eventi climatici e/o calamità naturali, i quali possono causare impatti sulla sicurezza delle persone e sull'ambiente. Tali rischi legati alle attività operative ordinarie possono essere causati ad esempio da: (i) errata, ovvero inadeguata esecuzione di manovre e di sequenze di lavoro, tali da danneggiare gli asset o gli impianti in corso di esecuzione; (ii) errata o inadeguata esecuzione di manutenzioni ordinarie e/o straordinarie.

Nonostante Saipem disponga di un know-how e competenze specifiche, e abbia attuato procedure interne per l'esecuzione delle proprie attività operative e proceda regolarmente alla manutenzione dei predetti asset al fine di monitorarne la qualità e il livello di affidabilità, non è possibile escludere che possano verificarsi incidenti agli asset o agli impianti in corso di esecuzione. Pertanto, per evitare e mitigare questi rischi, il Gruppo sostiene significative spese per la manutenzione degli asset di proprietà.

Infine, Saipem ha sviluppato varie iniziative di prevenzione, tra le quali si segnala l'applicazione dell'Asset Integrity Management System, un sistema che prevede la gestione sistematica degli elementi critici, l'individuazione di Key Performance Indicator e la creazione delle tasks familiarisation card per la gestione dello sviluppo di personale assegnato a ruoli specifici o all'uso di equipment critici (maggiori informazioni presenti nella specifica sezione di dettaglio all'interno della "Dichiarazione di carattere non finanziario" contenuta nella Relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2017).

Rischi connessi all'instabilità politica, sociale ed economica

Saipem svolge una parte significativa delle proprie attività in Paesi che possono avere un grado minore di stabilità dal punto di vista politico, sociale ed economico. Evoluzioni del quadro politico, crisi economiche, conflitti sociali interni e con altri Paesi ed embarghi possono compromettere in modo temporaneo o permanente la capacità del Gruppo Saipem di operare in condizioni economiche e la possibilità di recuperare beni patrimoniali aziendali presenti in tali Paesi, ovvero possono richiedere interventi organizzativi e gestionali specifici finalizzati ad assicurare, ove sia possibile nel rispetto delle policy aziendali, il prosieguo delle attività in corso in condizioni di contesto differenti da quelle previste originariamente. Inoltre, le operazioni, il personale e gli asset di Saipem sono presenti in molte nazioni che sono potenzialmente esposte alle minacce terroristiche da parte di gruppi estremisti di varia natura.

Saipem è impegnata a monitorare costantemente e puntualmente l'evoluzione del contesto politico, sociale ed economico e delle minacce terroristiche nei Paesi di interesse sia tramite risorse specializzate del Gruppo e sia tramite provider di servizi di security e analisi di informazioni.

Pertanto, Saipem monitora periodicamente tali rischi di natura politica, sociale ed economica nei Paesi in cui opera o intende investire sulla base di uno specifico modello di valutazione di tali rischi. In particolare, Saipem si è dotata di un articolato modello di security, ispirato a criteri di prevenzione, precauzione, protezione, informazione, promozione e partecipazione, con l'obiettivo di ridurre il rischio derivante da azioni di persone fisiche o giuridiche, che espongono l'azienda e il suo patrimonio, di persone, beni, immagine e reputazione a potenziali danni. In particolare, Saipem, al fine di prevenire tali rischi, si avvale anche di agenzie che forniscono servizi di security nei Paesi in cui opera. Tali agenzie potrebbero esporre Saipem a rischi connessi alla violazione dei diritti umani nell'esecuzione dei servizi di security da loro forniti, a fronte di ciò le azioni di mitigazione poste in essere da Saipem consistono in attività di formazione e regolari controlli.

Nei casi in cui la capacità di Saipem di operare sia compromessa, la demobilitazione è pianificata secondo criteri di protezione del personale ed eventualmente dei beni patrimoniali aziendali, e di minimizzazione dell'interruzione dell'operatività attraverso l'adozione di soluzioni che rendano più rapida e meno onerosa la ripresa delle attività ordinarie una volta ripristinate le condizioni alle stesse favorevoli. Tali misure possono causare aggravi di costi e ritardi e, conseguentemente, un impatto negativo sulla marginalità dei progetti eseguiti in tali Paesi.

Ulteriori rischi connessi all'attività in tali Paesi sono rappresentati da: (i) la mancanza di un quadro legislativo stabile e il cambiamento delle norme e dei regolamenti validi all'interno del territorio in cui opera, comprese le leggi che attuano protocolli o convenzioni internazionali relative al settore di attività; (ii) incertezze sulla tutela dei diritti della società straniera in caso di inadempienze contrattuali da parte di soggetti privati o enti di Stato; (iii) sviluppi o applicazioni penalizzanti di leggi, regolamenti, modifiche contrattuali unilaterali che comportano la riduzione di valore degli asset, disinvestimenti forzosi ed espropriazioni; (iv) restrizioni di varia natura sulle attività di costruzione, perforazione, importazione ed esportazione; (v) cambiamento delle normative locali che impongono l'utilizzo in determinate quote di personale, nonché di beni e servizi forniti da società locali (cd. "local content"); (vi) cambiamenti di regimi fiscali nazionali, incentivi fiscali, ruling con le autorità fiscali, trattati fiscali internazionali e, in aggiunta, rischi connessi alla loro applicazione e interpretazione nei Paesi in cui le società del Gruppo svolgono la propria attività.

Inoltre, il quadro normativo di riferimento incide, tra l'altro, sulle modalità di svolgimento delle attività di Saipem. L'eventuale adozione di provvedimenti normativi più restrittivi o sfavorevoli, ovvero l'imposizione di obblighi di adeguamento o di ulteriori adempimenti connessi all'esercizio delle attività di Engineering & Construction e Drilling, potrebbero comportare modifiche alle condizioni operative e richiedere un aumento degli investimenti, dei costi di produzione o, comunque, rallentare lo sviluppo delle attività. Eventuali violazioni della normativa potrebbero comportare limitazioni all'attività del Gruppo, ovvero comportare l'obbligo di pagamento di multe, sanzioni o penali significative in caso di mancato rispetto di leggi e regolamenti in materia ambientale, di salute e sicurezza.

Per tale ragione Saipem monitora costantemente l'evoluzione delle normative e la relativa conformità ad esse anche al fine di minimizzare gli impatti dovuti alle proprie attività operative in tutti i Paesi di interesse per mezzo di risorse interne e consulenti specializzati.

Infine, a supporto della propria presenza nei territori e al fine di mitigare l'impatto delle proprie attività operative sulle economie locali e i rischi generati da problematiche relazionali con soggetti operanti nelle stesse aree, Saipem adotta un sistema di engagement con i propri stakeholder locali, finalizzato a mantenere il dialogo e consolidare le relazioni e creare valore condiviso, in particolar modo attraverso la partecipazione attiva allo sviluppo socio-economico delle aree in cui opera (maggiori informazioni presenti nella specifica sezione di dettaglio all'interno della "Dichiarazione di carattere non finanziario" contenuta nella Relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2017).

Inoltre, considerato che Saipem svolge le proprie attività di business in un contesto globale caratterizzato dalla gestione della diversità derivante dai contesti socio-economici, politici, industriali e normativi, il Gruppo è esposto a molteplici contesti per quanto riguarda le relazioni con il personale e, ove presenti, con i sindacati dei lavoratori. Tali relazioni, se non correttamente gestite, possono esporre la Società ai rischi connessi alle relazioni con il personale ed eventualmente con i sindacati dei lavoratori, i quali potrebbero causare extra costi e impattare sulle tempistiche delle attività svolte nelle sedi operative e nei progetti di Saipem, nonché avere ripercussioni negative sull'immagine e reputazione della Società.

In aggiunta, Saipem ha affrontato e sta continuando a gestire il complesso adeguamento della forza lavoro ai significativi mutamenti del contesto di mercato in cui opera e all'introduzione del nuovo modello di business divisionale, nonché ai cambi organizzativi e procedurali sulla base dei programmi "Fit For the Future" e "Fit For the Future 2.0", tenendo in considerazione le relazioni sia con il personale che con i sindacati dei lavoratori.

Infatti, al fine di mitigare e prevenire tali rischi, Saipem ha configurato un approccio di attenzione massima alle relazioni industriali nei Paesi in cui opera. Nel dettaglio Saipem è impegnata a rafforzare le relazioni e la comunicazione con il personale, con i sindacati e a raggiungere e rinnovare degli specifici accordi con le parti sociali interessate (maggiori informazioni presenti nella specifica sezione di dettaglio all'interno della "Dichiarazione di carattere non finanziario" contenuta nella Relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2017).

Rischi connessi alla volatilità dei risultati economico-finanziari del Gruppo

Saipem, secondo prassi comune nell'industria di riferimento, riconosce i ricavi su commesse pluriennali del settore Engineering & Construction sia Offshore che Onshore sulla base dei corrispettivi pattuiti in relazione allo stato di avanzamento dei lavori determinato utilizzando il metodo del costo sostenuto (cost-to-cost), in linea con i principi contabili internazionali emessi dall'International Accounting Standards Board e omologati dall'Unione Europea (IFRS). Conseguentemente, il management di Saipem analizza periodicamente il valore del contratto e le stime dei costi durante l'esecuzione dei lavori e riflette eventuali aggiustamenti in modo proporzionale alla percentuale di completamento del progetto nel periodo.

Nel caso in cui tali adeguamenti risultassero in una riduzione di margini precedentemente riconosciuti in relazione a un progetto, la Società sarebbe necessariamente costretta ad allineare il risultato di tale commessa. Tale allineamento potrebbe essere materiale e rappresentare una riduzione del risultato dell'esercizio in cui tale aggiustamento viene identificato.

Le attuali stime dei costi di commessa e quindi la redditività dei nostri progetti a lungo termine, anche se ragionevolmente affidabili nel momento in cui vengono effettuate, potrebbero cambiare a seguito delle incertezze associate a questi tipi di contratti essendo influenzate, ad esempio, oltre che dall'andamento del mercato di riferimento, anche da fattori climatici e da modifiche nella programmazione ed esecuzione delle attività legate a singoli pacchetti di lavori. In caso di rettifiche di costo significative, le riduzioni di profitto a vita intera delle commesse potrebbero generare un impatto materiale sull'esercizio in corso e su quelli futuri.

Inoltre, le varianti contrattuali (cd. change order), che sono una parte ordinaria e ricorrente della nostra attività, possono aumentare (e talvolta sostanzialmente) lo scopo del lavoro e quindi il costo ad esso associato. Pertanto, le varianti contrattuali (anche se generalmente benefiche nel lungo termine) possono avere l'effetto nel breve termine, se non tempestivamente e adeguatamente approvate dal cliente, di ridurre la marginalità complessiva della commessa cui sono associate.

Nel caso in cui emergesse una revisione significativa delle stime di costi o dei ricavi relativi a un progetto, il Gruppo sarebbe costretto a effettuare aggiustamenti di tali stime. Sebbene le attuali stime sulle commesse pluriennali siano ritenute attendibili e prudenzialmente misurate, il Gruppo è comunque esposto ai rischi connessi alla possibile volatilità dell'andamento dei progetti in fase di esecuzione.

In aggiunta a tali eventi, anche le controversie legate a varianti contrattuali potrebbero portare a riduzioni dei ricavi e dei margini precedentemente dichiarati e quindi comportare una riduzione degli utili correnti.

Per mitigare gli effetti di tali rischi, nel corso degli anni Saipem ha sviluppato un accurato e articolato processo di monitoraggio costante e tempestivo dell'andamento economico-finanziario dei progetti; inoltre, Saipem esegue periodicamente un puntuale esercizio di stima e valutazione del valore dei contratti e dei costi insieme a dettagliate valutazioni di rischio per coprire eventuali aree di incertezza inevitabilmente presenti in ciascuno progetto (cd. contingency). Infine, tali valutazioni e stime sono costantemente monitorate da Saipem anche tramite il

Sistema di Controllo Interno sull'Informativa Finanziaria in accordo con il decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58 (cd. Testo Unico della Finanza).

Trasferimento assicurativo dei rischi

La funzione assicurativa della Corporate in stretta cooperazione con l'alta direzione definisce annualmente le linee guida del Gruppo Saipem in materia di protezione assicurativa per i rischi riconducibili ai danni materiali e alle responsabilità civili, nonché per quelli derivanti dai contratti assegnati.

Sulla base di tali linee guida viene definito il programma assicurativo, individuando per ogni tipologia di rischio specifiche franchigie e limiti di copertura sulla base di un'analisi che prende in considerazione l'esperienza storica dei sinistri, la statistica dell'industria di riferimento, nonché le condizioni offerte dal mercato assicurativo internazionale.

Il programma assicurativo Saipem è strutturato per trasferire, in maniera appropriata, al mercato assicurativo i rischi derivanti dalle operazioni, in particolare i rischi connessi con la gestione della flotta, delle attrezzature e di ogni altro bene, inclusi i rischi di responsabilità civile verso terzi, nonché i rischi derivanti da ogni contratto assegnato dai propri clienti.

In considerazione sia delle coperture disponibili sul mercato assicurativo che dell'evoluzione del mercato energy nel quale Saipem opera, non è possibile garantire che tutte le circostanze ed eventi siano adeguatamente coperti dal suddetto programma assicurativo. Parimenti la volatilità del mercato assicurativo non permette di garantire che in futuro un'adeguata copertura assicurativa possa essere ragionevolmente mantenuta ai livelli correnti di tasso, termini e condizioni.

Con riferimento al programma assicurativo Saipem, deve essere fatta una distinzione tra le coperture assicurative dei beni del Gruppo ("polizze assicurative Corporate") e le coperture assicurative invece strettamente riconducibili all'esecuzione dei progetti.

Polizze assicurative Corporate

La struttura del programma assicurativo Corporate prevede una prima fascia di rischio auto-assicurata tramite una società captive di riassicurazione, in eccesso alla quale opera un programma assicurativo catastrofale di mercato.

Questo programma catastrofale, costituito da polizze che coprono i danni materiali, la responsabilità civile marittima e non marittima verso i terzi, può riassumersi con le seguenti coperture:

Danni materiali

polizza "Corpi nave": copre l'intera flotta per eventi che producano danni parziali o totali alle unità;
polizza "Attrezzature": copre tutte le attrezzature onshore od offshore in uso, ad esempio le attrezzature di cantiere, gli impianti di perforazione a terra, le attrezzature per i lavori sottomarini, etc.;
polizza "Trasporto": copre ogni trasporto, movimentazione e stoccaggio di beni e attrezzature via terra, mare e aerea;
polizza "Immobili e Cantieri": copre gli immobili, gli uffici, i magazzini e i cantieri navali posseduti o affittati;
polizza "Altri rischi minori": copre i rischi minori come il furto e l'infedeltà dei dipendenti.

Responsabilità civile

polizza "Protection & Indemnity" ("P&I"): copre le responsabilità armatoriali per danni a terzi causati sia durante la navigazione che

durante le attività specialistiche offshore di perforazione e costruzione; tali responsabilità sono assicurate tramite un P&I Club facente parte dell'International Group of P&I Clubs;

polizza "Comprehensive General Liability": copre ogni altra tipologia di responsabilità Saipem sui rischi di responsabilità civile e generale derivanti dalla sua attività industriale, operando anche a integrazione della specifica copertura P&I;
polizze "Employer's Liability" e "Personal Accident": coprono rispettivamente la responsabilità del datore di lavoro e i rischi infortuni dei propri dipendenti sulla base delle normative obbligatorie previste in ogni Paese nel quale il Gruppo opera;
polizza "Directors & Officiers" ("D&O"): copre la responsabilità degli organi di amministrazione e controllo, nonché dei manager, della Società e delle sue controllate nello svolgimento dei loro mandati e funzioni.

Uno strumento chiave nella gestione dei rischi assicurabili di Saipem è rappresentato dalla Sigurd Rück AG, la società captive di riassicurazione, che opera a copertura della prima fascia di rischio. Sigurd Rück AG realizza, a sua volta, una mitigazione dei rischi attraverso una protezione riassicurativa del portafoglio sottoscritto collocata sul mercato con primarie security internazionali.

Polizze assicurative relative all'esecuzione dei progetti

Per tutti i contratti assegnati esistono delle specifiche coperture assicurative di progetto che devono essere realizzate e, generalmente, sono i clienti che mantengono contrattualmente la responsabilità dell'assicurazione.

Nei casi in cui tale responsabilità sia invece richiesta al contrattista, Saipem procede alla definizione di un'assicurazione idonea a coprire, per la sua durata, tutti i rischi correlati al progetto.

Queste polizze assicurative solitamente sono riferibili alle coperture "Builders' All Risks", che hanno lo scopo di coprire lo scope of work del contratto, ossia i danni materiali all'opera in costruendo, nonché alle attrezzature, prodotti e materiali necessari alla sua realizzazione, e di responsabilità civile verso terzi per tutti i lavori che saranno effettuati dal Gruppo durante tutte le fasi di esecuzione del progetto (progettazione, trasporto, costruzione, assemblaggio, test) incluso il periodo di garanzia contrattualmente previsto.

L'elevato livello dei premi assicurativi e di franchigie su queste polizze stimola e guida Saipem verso un continuo miglioramento dei processi di prevenzione e protezione in termini di qualità, salute, sicurezza e di impatto ambientale.

Altre informazioni

Regolamento mercati

Art. 15 (già art. 36) del Regolamento Mercati Consob (adottato con Delibera Consob n. 20249 del 28 dicembre 2017: condizioni per la quotazione di azioni di società controllanti società costituite e regolate dalla legge di Stati non appartenenti all'Unione Europea

In relazione alle prescrizioni regolamentari in tema di condizioni per la quotazione di società controllanti società costituite o regolate secondo leggi di Stati non appartenenti all'Unione Europea e ritenute di significativa rilevanza ai fini del bilancio consolidato, si segnala che:

i. alla data del 30 giugno 2018 le prescrizioni regolamentari dell'art. 15 del Regolamento Mercati si applicano alle seguenti 19 società controllate:
Saudi Arabian Saipem Ltd;
Petrex SA;
Snamprogetti Saudi Arabia Co Ltd Llc;
Saipem America Inc;
PT Saipem Indonesia;
Saipem do Brasil Serviçõs de Petroleo Ltda;
Boscongo SA;
Saimexicana SA de Cv;
Saipem Canada Inc;
Saipem Services Mexico SA de Cv;
Saipem Misr for Petroleum Services (S.A.E.);
Sigurd Rück AG;
Sajer Iraq for Petroleum Services, Trading, General Contracting & Transport Llc;
Saipem Offshore Norway AS;
Saipem Drilling Norway AS;
Snamprogetti Engineering & Contracting Co Ltd;
Saipem Contracting Nigeria Ltd;
ER SAI Caspian Contractor Llc;
Global Petroprojects Services AG.
ii. Sono state adottate le procedure adeguate che assicurano la completa compliance alla predetta normativa.

Informativa sulle parti correlate

Le operazioni compiute da Saipem con le parti correlate riguardano essenzialmente lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l'impiego di mezzi finanziari, inclusa la stipula di contratti derivati. Tutte le operazioni fanno parte dell'ordinaria gestione, sono regolate a condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti, e sono compiute nell'interesse delle imprese del Gruppo.

Gli amministratori, i sindaci e i dirigenti con responsabilità strategiche dichiarano semestralmente l'eventuale esecuzione di operazioni effettuate con Saipem SpA e con le imprese controllate dalla stessa, anche per interposta persona o da soggetti ad essi riconducibili. Gli amministratori e i sindaci rilasciano, semestralmente e/o in caso di variazioni, una dichiarazione in cui sono rappresentati i potenziali interessi di ciascuno in rapporto alla Società e al Gruppo e in ogni caso segnalano per tempo all'Amministratore Delegato (o al Presidente, in caso di interessi dell'Amministratore Delegato), il quale ne dà notizia agli altri amministratori e al Collegio Sindacale, le singole operazioni che la società intende compiere, nelle quali sono portatori di interessi.

Al 30 giugno 2018 Saipem SpA non è soggetta ad attività di direzione e coordinamento. Saipem SpA esercita attività di direzione e coordinamento verso le sue controllate ex art. 2497 e ss. del codice civile.

Gli ammontari dei rapporti di natura commerciale e diversa e di natura finanziaria con le parti correlate sono evidenziati nella nota 49 delle "Note illustrative al bilancio consolidato semestrale abbreviato".

Evoluzione prevedibile della gestione

L'anno 2018 è previsto essere contraddistinto da uno scenario di mercato con segnali di ripresa ancora deboli, in quanto la recente crescita del prezzo dell'olio non ha, al momento, determinato una decisa accelerazione dei programmi di investimento delle Oil Company, ancorché si noti qualche segnale positivo in alcuni segmenti di attività. Il portafoglio ordini a giugno 2018, abbinato alle previsioni sulle offerte commerciali in corso, permettono di prevedere ricavi di circa 8 miliardi di euro per l'esercizio 2018, con una marginalità a livello di EBITDA adjusted superiore al 10%.

Gli investimenti tecnici sono previsti attorno ai 500 milioni di euro. Il debito netto è previsto attestarsi a circa 1,3 miliardi di euro a fine 2018.

Non-GAAP measures

Nel presente paragrafo vengono fornite le indicazioni relative alla composizione degli indicatori di performance, ancorché non previsti dagli IFRS (non-GAAP measures), utilizzati nella relazione degli amministratori sulla gestione.

Tali indicatori sono presentati al fine di consentire una migliore valutazione dell'andamento della gestione del Gruppo e non devono essere considerati alternativi a quelli previsti dagli IFRS. In particolare le non-GAAP measures utilizzate nella Relazione intermedia sulla gestione sono le seguenti:

cash flow: tale indicatore è dato dalla somma del risultato netto più ammortamenti;
investimenti tecnici: tale indicatore è calcolato escludendo dal totale investimenti gli investimenti in partecipazioni;
margine operativo lordo: rappresenta un'utile unità di misura per la valutazione delle performance operative del Gruppo nel suo complesso e dei singoli settori d'attività in aggiunta al risultato operativo. Il margine operativo lordo è una grandezza economica intermedia e viene calcolato sommando gli ammortamenti al risultato operativo;
capitale immobilizzato: è calcolato come somma delle attività materiali nette, attività immateriali nette e le partecipazioni;
capitale di esercizio netto: include il capitale circolante e i fondi per rischi e oneri;
capitale investito netto: è dato dalla somma del capitale immobilizzato, del capitale circolante e del fondo per benefici ai dipendenti;
coperture: sono date dalla sommatoria del patrimonio netto, del capitale e riserve di terzi e dall'indebitamento finanziario netto;
special item: rappresentano: (i) eventi od operazioni il cui accadimento non è ricorrente; (ii) eventi od operazioni non rappresentativi della normale attività di business.

Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del semestre

Rinnovo del Programma EMTN

In data 17 luglio 2018 il Consiglio di Amministrazione di Saipem ha deliberato il rinnovo per un anno del Programma EMTN (Euro Medium Term Notes) per emissioni di prestiti obbligazionari non convertibili, istituito con delibera del 27 aprile 2016 per un importo massimo di 2.000 milioni di euro e successivamente rinnovato per un anno e incrementato per un importo massimo di 3.000 milioni di euro con delibera del 27 giugno 2017. L'importo massimo del Programma EMTN (3.000 milioni di euro, di cui 2.000 milioni di euro già emessi) non ha subito variazioni. Il rinnovo del Programma EMTN consentirà alla Società di continuare a beneficiare della flessibilità tipica di tale strumento nell'eventualità di future emissioni di obbligazioni. Il Consiglio di Amministrazione ha rinviato a successive delibere l'approvazione delle singole emissioni di titoli nell'ambito del Programma EMTN ai sensi dell'art. 2410 del codice civile, nonché la definizione di termini, durata e condizioni e quanto occorrer possa ai fini dell'emissione e del collocamento delle stesse.

Piani di incentivazione a lungo termine

In data 24 luglio 2018 il Consiglio di Amministrazione ha deliberato, su proposta del Comitato Remunerazione e Nomine, di dare attuazione per il 2018 al Piano azionario d'incentivazione di Lungo Termine 2016-2018 ("il Piano"), approvato dall'Assemblea dei Soci il 29 aprile 2016. Il Consiglio di Amministrazione ha determinato in 7.555.655 il numero complessivo di azioni proprie a servizio del Piano, dando mandato all'Amministratore Delegato di identificare i beneficiari della promessa di assegnazione 2018.

Patto parasociale Eni-CDP Equity

In data 24 luglio 2018 Eni SpA, anche in nome e per conto di CDP Equity SpA (già Fondo Strategico Italiano SpA), ha comunicato a Saipem, ai sensi e per gli effetti dell'art. 122 del TUF, e degli artt. 129, comma 2, e 131 del Regolamento Emittenti Consob, la notizia circa il rinnovo automatico, per mancata disdetta, del patto parasociale sottoscritto il 27 ottobre 2015 tra le Parti, avente ad oggetto azioni ordinarie di Saipem SpA.

In particolare, le Parti avevano previsto che il Patto avesse una durata di tre anni dalla data di efficacia e che alla data di scadenza, vale a dire il 22 gennaio 2019, lo stesso si sarebbe automaticamente rinnovato esclusivamente per un ulteriore periodo di tre anni, salvo disdetta da parte di alcuna di esse con un preavviso di almeno sei mesi. Fermo quanto precede, essendo scaduto il predetto termine di sei mesi senza che alcuna delle Parti abbia esercitato la facoltà di disdetta, alla data di naturale scadenza il Patto sarà automaticamente rinnovato per un ulteriore triennio, vale a dire fino al 22 gennaio 2022.

Acquisizione di ordini

In data 25 luglio Saipem si è aggiudicata un contratto in Arabia Saudita da parte di Saudi Arabian Oil Co (Saudi Aramco), per le attività di approvvigionamento e costruzione per il progetto "South Gas Compression Plant Pipelines" relativo allo sviluppo dell'impianto di gas di Haradh (HdGP), situato nell'est del Paese. Tale progetto rientra nel programma Southern Area Energy Efficiency Program. Lo scopo del lavoro riguarda la realizzazione di un sistema di condotte di vario diametro, per una lunghezza complessiva di oltre 700 km, comprensivo di flowline, trunkline e linee di interconnessione, nonché delle facility annesse per il trasporto di gas da diversi punti di raccolta e di distribuzione all'interno dell'impianto.

Ulteriori contratti sono stati assegnati da ExxonMobil Iraq Ltd, per il progetto DS6 di debottlenecking del giacimento di West Qurna, nell'area sud-orientale dell'Iraq.

Da Petróleos Mexicanos (Pemex) lavori nella raffineria "Miguel Hidalgo" situata a Tula de Hallende, più altri minori.

Il valore complessivo delle acquisizioni sopra citate è pari a 800 milioni di dollari.

Linea di credito revolving

In data 30 luglio 2018 Saipem ha sottoscritto con un pool di diciassette istituti di credito nazionali e internazionali il contratto di estensione della scadenza e modifica della linea di credito rotativa (cd. "Revolving Credit Facility") originariamente sottoscritta il 10 dicembre 2015. Il contratto prevede l'estensione della scadenza della linea dal dicembre 2020 al luglio 2023, la riduzione dell'importo dagli originari 1,5 miliardi di euro a 1 miliardo di euro, ritenuto maggiormente idoneo in considerazione della liquidità disponibile attuale e prospettica del Gruppo Saipem, e un miglioramento delle condizioni economiche.

La linea potrà essere utilizzata nei prossimi cinque anni per esigenze aziendali generali. La transazione rafforza ulteriormente la struttura finanziaria del Gruppo e conferma gli ottimi rapporti di collaborazione con le principali banche di relazione nazionali e internazionali.

Sedi secondarie

Ai sensi dell'art. 2428 del codice civile la Società dichiara di avere una sede secondaria a Cortemaggiore (PC), Via Enrico Mattei, 20.

Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori

Stato patrimoniale riclassificato

(milioni di euro)	01.01.2018		30.06.2018
Voci dello stato patrimoniale riclassificato	Valori parziali	Valori	Valori parziali	Valori
(dove non espressamente indicato, la componente è ottenuta dallo schema obbligatorio)	da schema obbligatorio	da schema riclassificato	da schema obbligatorio	da schema riclassificato
A) Attività materiali nette		4.581		4.481
Nota 13 - Immobili, impianti e macchinari	4.581		4.481
B) Attività immateriali nette		753		693
Nota 14 - Attività immateriali	753		693
C) Partecipazioni		141		91
Nota 15 - Partecipazioni	143		122
Ricl. da E) - fondo copertura perdite di imprese partecipate	(2)		(31)
D) Capitale circolante		909		782
Nota 8 - Crediti commerciali e altri crediti	2.362		2.502
Ricl. a I) - crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	(2)		(2)
Nota 9 - Rimanenze e attività contrattuali	1.893		1.727
Nota 10 - Attività per imposte sul reddito correnti	213		205
Nota 11 - Attività per altre imposte correnti	221		246
Nota 12 - Altre attività correnti	185		106
Ricl. a I) - crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	-		-
Nota 16 - Attività per imposte anticipate	268		271
Nota 17 - Altre attività non correnti	102		86
Nota 19 - Debiti commerciali, altri debiti e passività contrattuali	(4.036)		(3.904)
Nota 20 - Passività per imposte sul reddito correnti	(47)		(74)
Nota 21 - Passività per altre imposte correnti	(191)		(212)
Nota 22 - Altre passività correnti	(24)		(132)
Nota 26 - Passività per imposte differite	(34)		(27)
Nota 27 - Altre passività non correnti	(1)		(10)
E) Fondi per rischi e oneri		(338)		(314)
Nota 24 - Fondi per rischi e oneri	(340)		(345)
Ricl. a C) - fondo copertura perdite di imprese partecipate	2		31
F) Fondo per benefici ai dipendenti		(199)		(209)
Nota 25 - Fondi per benefici ai dipendenti	(199)		(209)
CAPITALE INVESTITO NETTO		5.847		5.524
G) Patrimonio netto		4.510		4.140
Nota 30 - Patrimonio netto di Saipem	4.510		4.140
H) Capitale e riserve di terzi		41		59
Nota 29 - Capitale e riserve di terzi azionisti	41		59
I) Indebitamento finanziario netto		1.296		1.325
Nota 6 - Disponibilità liquide ed equivalenti	(1.751)		(1.655)
Nota 7 - Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a OCI	(69)		(68)
Nota 18 - Passività finanziarie a breve termine	120		73
Nota 23 - Passività finanziarie a lungo termine	2.929		2.900
Nota 23 - Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine	69		77
Ricl. da D) - crediti finanziari non strumentali all'attività operativa (nota 8)	(2)		(2)
COPERTURE		5.847		5.524

Voci del conto economico riclassificato

Il conto economico riclassificato differisce dallo schema obbligatorio esclusivamente per le seguenti riclassifiche:

la voce "altri ricavi e proventi", pari a 5 milioni di euro, afferente a "rimborsi per prestazioni che non costituiscono l'attività caratteristica" (5 milioni di euro), sono stati portati in diminuzione delle corrispondenti componenti di costo nel conto economico riclassificato;
le voci "proventi finanziari" (127 milioni di euro), "oneri finanziari" (-152 milioni di euro) e "strumenti derivati" (-55 milioni di euro), indicate separatamente nello schema obbligatorio, sono esposte nette nella voce "oneri finanziari netti" (-80 milioni di euro) del conto economico riclassificato.

Le altre voci sono direttamente riconducibili allo schema obbligatorio.

Voci del rendiconto finanziario riclassificato

Il rendiconto finanziario riclassificato differisce dallo schema obbligatorio esclusivamente per le seguenti riclassifiche:

le voci "ammortamenti" (228 milioni di euro), "svalutazioni nette di attività materiali e immateriali" (256 milioni di euro), "altre variazioni" (-38 milioni di euro), "variazione fondo benefici dipendenti" (9 milioni di euro) ed "effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto" (49 milioni di euro), indicate separatamente e incluse nel flusso di cassa netto da attività operativa nello schema obbligatorio, sono esposte nette nella voce "ammortamenti e altri componenti non monetari" (504 milioni di euro);
le voci "imposte sul reddito" (95 milioni di euro), "interessi passivi" (46 milioni di euro) e "interessi attivi" (-3 milioni di euro), indicate separatamente e incluse nel flusso di cassa del capitale di esercizio nello schema obbligatorio, sono esposte nette nella voce "divi-

dendi, interessi e imposte" (138 milioni di euro);

le voci relative ai "crediti commerciali" (-121 milioni di euro), alle variazioni delle "rimanenze e attività contrattuali" (183 milioni di euro), ai "fondi per rischi e oneri" (-20 milioni di euro), ai "debiti commerciali e passività contrattuali" (-49 milioni di euro) e alle "altre attività e passività" (53 milioni di euro), indicate separatamente e incluse nel flusso di cassa del capitale di esercizio nello schema obbligatorio, sono esposte nette nella voce "variazione del capitale di esercizio relativo alla gestione" (46 milioni di euro);
le voci "interessi incassati" (3 milioni di euro), "dividendi incassati" (1 milione di euro), "imposte sul reddito pagate al netto dei crediti di imposta rimborsati" (-64 milioni di euro) e "interessi pagati" (-43 milioni di euro), indicate separatamente e incluse nel flusso di cassa netto da attività operativa nello schema obbligatorio, sono esposte nette nella voce "dividendi incassati, imposte pagate, interessi pagati e incassati" (-103 milioni di euro);
le voci relative agli investimenti in "attività materiali" (-308 milioni di euro) e "attività immateriali" (-5 milioni di euro), indicate separatamente e incluse nel flusso di cassa degli investimenti nello schema obbligatorio, sono esposte nette nella voce "investimenti tecnici" (-313 milioni di euro);
le voci "assunzione di debiti finanziari non correnti" (110 milioni di euro), "incremento (decremento) di debiti finanziari correnti" (-50 milioni di euro) e "rimborsi di debiti finanziari non correnti" (-131 milioni di euro), indicate separatamente e incluse nel flusso di cassa netto da attività di finanziamento nello schema obbligatorio, sono esposte nette nella voce "variazione debiti finanziari a breve e lungo termine" (-71 milioni di euro).

Le altre voci sono direttamente riconducibili allo schema obbligatorio.

BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATo

Stato patrimoniale

			31.12.2017		30.06.2018
			di cui verso		di cui verso
(milioni di euro)	Nota	Totale	parti correlate (1)	Totale	parti correlate (1)
ATTIVITÀ
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti	(N. 6)	1.751		1.655
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a OCI	(N. 7)	69		68
Crediti commerciali e altri crediti	(N. 8)	2.411	402	2.502	740
Rimanenze	(N. 9)	319		308
Attività contrattuali	(N. 9)	1.574		1.419
Attività per imposte sul reddito correnti	(N. 10)	213		205
Attività per altre imposte correnti	(N. 11)	221		246
Altre attività correnti	(N. 12 e 28)	185	1	106	-
Totale attività correnti		6.743		6.509
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari	(N. 13)	4.581		4.481
Attività immateriali	(N. 14)	753		693
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	(N. 15)	142		121
Altre partecipazioni	(N. 15)	1		1
Attività per imposte anticipate	(N. 16)	268		271
Altre attività non correnti	(N. 17 e 28)	102	1	86	1
Totale attività non correnti		5.847		5.653
TOTALE ATTIVITÀ		12.590		12.162
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività finanziarie a breve termine	(N. 18)	120		73
Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine	(N. 23)	69		77
Debiti commerciali e altri debiti	(N. 19)	2.571	58	2.441	82
Passività contrattuali	(N. 19)	1.465	188	1.463	48
Passività per imposte sul reddito correnti	(N. 20)	47		74
Passività per altre imposte correnti	(N. 21)	191		212
Altre passività correnti	(N. 22 e 28)	24	5	132	-
Totale passività correnti		4.487		4.472
Passività non correnti
Passività finanziarie a lungo termine	(N. 23)	2.929		2.900
Fondi per rischi e oneri	(N. 24)	340		345
Fondi per benefici ai dipendenti	(N. 25)	199		209
Passività per imposte differite	(N. 26)	35		27
Altre passività non correnti	(N. 27 e 28)	1		10
Totale passività non correnti		3.504		3.491
TOTALE PASSIVITÀ		7.991		7.963
PATRIMONIO NETTO
Capitale e riserve di terzi azionisti	(N. 29)	41		59
Patrimonio netto di Saipem:	(N. 30)	4.558		4.140
- capitale sociale	(N. 31)	2.191		2.191
- riserva sopraprezzo delle azioni	(N. 32)	1.049		553
- altre riserve	(N. 33)	(44)		(86)
- utili relativi a esercizi precedenti		1.786		1.900
- utile (perdita) del periodo		(328)		(323)
- riserva negativa per azioni proprie in portafoglio	(N. 34)	(96)		(95)
Totale patrimonio netto di Gruppo		4.599		4.199
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO		12.590		12.162

(1) Per il dettaglio "di cui verso parti correlate" si veda la nota 49 "Rapporti con parti correlate".

Conto economico

			Primo semestre 2017	Primo semestre 2018
(milioni di euro)	Nota	Totale	di cui verso parti correlate (1)	Totale	di cui verso parti correlate (1)
RICAVI
Ricavi della gestione caratteristica	(N. 36)	4.590	1.042	3.798	1.018
Altri ricavi e proventi	(N. 37)	5		6
Totale ricavi		4.595		3.804
Costi operativi
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi	(N. 38)	(3.276)	(33)	(2.661)	(31)
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti	(N. 39)	8		3
Costo del lavoro	(N. 40)	(854)		(738)
Ammortamenti e svalutazioni	(N. 41)	(349)		(484)
Altri proventi (oneri) operativi	(N. 42)	-		2
RISULTATO OPERATIVO		124		(74)
Proventi (oneri) finanziari
Proventi finanziari		129		127
Oneri finanziari		(316)		(152)
Strumenti derivati		72		(55)
Totale proventi (oneri) finanziari	(N. 43)	(115)		(80)
Proventi (oneri) su partecipazioni
Effetto della valutazione con il metodo del patrimonio netto		2		(49)
Altri proventi su partecipazioni		-		-
Totale proventi (oneri) su partecipazioni	(N. 44)	2		(49)
RISULTATO ANTE IMPOSTE		11		(203)
Imposte sul reddito	(N. 45)	(110)		(95)
UTILE (PERDITA) DEL PERIODO		(99)		(298)
di competenza:
- Saipem		(110)		(323)
- terzi azionisti	(N. 46)	11		25
Utile (perdita) per azione sull'utile netto di competenza Saipem (ammontare in euro per azione)
Utile (perdita) per azione semplice	(N. 47)	(0,11)		(0,32)
Utile (perdita) per azione diluito	(N. 47)	(0,11)		(0,32)

(1) Per il dettaglio "di cui verso parti correlate" si veda la nota 49 "Rapporti con parti correlate".

Prospetto del conto economico complessivo

(milioni di euro) Utile (perdita) del periodo Altre componenti del conto economico complessivo Componenti non riclassificabili a conto economico Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti Variazione fair value partecipazioni con effetti a OCI Quota di pertinenza delle "altre componenti del conto economico complessivo" delle partecipazioni valutate secondo il metodo del patrimonio netto afferenti rivalutazioni di piani a benefici definiti Effetto fiscale relativo alle componenti non riclassificabili Componenti riclassificabili a conto economico Variazione del fair value derivati di copertura cash flow hedge Variazione fair value delle attività finanziarie, diverse dalle partecipazioni, con effetti a OCI Variazione differenze di cambio da conversione dei bilanci in valuta diversa dall'euro Quota di pertinenza delle "altre componenti del conto economico complessivo" delle partecipazioni valutate secondo il metodo del patrimonio netto Effetto fiscale relativo alle componenti riclassificabili Totale altre componenti del conto economico complessivo, al netto dell'effetto fiscale Totale utile (perdita) complessivo del periodo Di competenza:	2017	Primo semestre 2018
	(99)	(298)


	-	-
	-	-
	-	-
	-	-

	218	(80)
	-	(1)
	(108)	21
	-
	(51)	13
	59	(47)
	(40)	(345)

- Gruppo Saipem	(49)	(371)
- terzi azionisti	9	26

Prospetto delle variazioni nelle voci del patrimonio netto

								Patrimonio di pertinenza degli Azionisti della controllante
(milioni di euro)	Capitale sociale	per soprapprezzo delle azioni Riserva	Altre riserve	Riserva legale	Riserva per acquisto azioni proprie	Riserva partecipazioni valutate al fair value	Riserva cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	al netto dell'effetto fiscale disponibili per la vendita di strumenti finanziari Riserva di fair value	differenze cambio da conversione Riserva per	per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale a benefici definiti Riserva per piani	Utili (perdite) relativi a esercizi precedenti	Utile (perdita) del periodo	Riserva negativa in portafoglio per azioni	Totale	Capitale e riserve di terzi azionisti	patrimonio netto Totale
Saldi al 31 dicembre 2016	2.191	1.750	2	88	-	-	(182)	-	32	(20)	3.161	(2.087)	(69)	4.866	19	4.885
Utile (perdita) complessivo
primo semestre 2017 Altre componenti	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(110)	-	(110)	11	(99)
del conto economico complessivo
Componenti non riclassificabili a conto economico
Rivalutazioni di piani a benefici definiti
per dipendenti al netto dell'effetto fiscale Quota di pertinenza delle "altre componenti del conto economico complessivo" delle partecipazioni valutate secondo il metodo del patrimonio netto afferenti rivalutazioni di piani a benefici al netto dell'effetto fiscale	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -
Totale	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(110)	-	(110)	11	(99)
Componenti riclassificabili a conto economico
Variazione del fair value derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	-	-	-	-	-	-	167	-	-	-	-	-	-	167	-	167
Differenze cambio da conversione
dei bilanci in moneta diversa dall'euro Quota di pertinenza delle "altre componenti del conto economico complessivo" delle partecipazioni valutate secondo il metodo del patrimonio netto	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	(122) -	- -	16 -	- -	- -	(106) -	(2) -	(108) -
Totale	-	-	-	-	-	-	167	-	(122)	-	16	-	-	61	(2)	59
Totale utile (perdita) complessivo primo semestre 2017	-	-	-	-	-	-	167	-	(122)	-	16	(110)	-	(49)	9	(40)
Operazioni con gli Azionisti
Dividendi distribuiti primo semestre 2017	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Riporto a nuovo utile (perdita) Aumento (riduzione) capitale sociale	- -	(701) -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	(1.386) -	2.087 -	- -	- -	- -	- -
Capitalizzazione costi aumento capitale sociale
al netto delle imposte	-	-	-	-	-	-	-		-	-	(1)	-	-	(1)	-	(1)
Acquisto azioni proprie Totale	- -	- (701)	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- (1.387)	- 2.087	- -	- (1)	- -	- (1)
Altri movimenti di patrimonio netto
Fair value Piano Grant	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	2	-	-	2	-	2
Altre variazioni	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(1)	-	-	(1)	-	(1)
Operazioni under common control Totale	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- 1	- -	- -	- 1	- -	- 1
Saldi al 30 giugno 2017	2.191	1.049	2	88	-	-	(15)	-	(90)	(20)	1.791	(110)	(69)	4.817	28	4.845
Utile (perdita) complessivo secondo semestre 2017	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(218)	-	(218)	10	(208)
Altre componenti del conto economico complessivo
Componenti non riclassificabili a conto economico
Rivalutazioni di piani a benefici definiti per dipendenti al netto dell'effetto fiscale	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(1)	-	-	-	(1)	-	(1)
Quota di pertinenza delle "altre componenti del conto economico complessivo" delle partecipazioni valutate secondo il metodo del patrimonio netto afferenti rivalutazioni di piani a benefici
definiti al netto dell'effetto fiscale Totale	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- (1)	- -	- -	- -	- (1)	- -	- (1)
Componenti riclassificabili a conto economico
Variazione del fair value derivati
cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale Differenze cambio da conversione	-	-	-	-	-	-	56	-	-	-	-	-	-	56	1	57
dei bilanci in moneta diversa dall'euro Quota di pertinenza delle "altre componenti del conto economico complessivo" delle partecipazioni valutate	-	-	-	-	-	-	-	-	(65)	-	(1)	-	-	(66)	(2)	(68)
secondo il metodo del patrimonio netto Variazioni al fair value strumenti finanziari	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
disponibili per la vendita al netto dell'effetto fiscale Totale	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- 56	(1) (1)	- (65)	- -	- (1)	- -	- -	(1) (11)	- (1)	(1) (12)

segue Prospetto delle variazioni nelle voci del patrimonio netto

Patrimonio di pertinenza degli Azionisti della controllante

(milioni di euro)	Capitale sociale	per soprapprezzo delle azioni Riserva	Altre riserve	Riserva legale	Riserva per acquisto azioni proprie	Riserva partecipazioni valutate al fair value	Riserva cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	al netto dell'effetto fiscale disponibili per la vendita di strumenti finanziari Riserva di fair value	differenze cambio da conversione Riserva per	per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale a benefici definiti Riserva per piani	Utili (perdite) relativi a esercizi precedenti	Utile (perdita) del periodo	Riserva negativa in portafoglio per azioni	Totale	Capitale e riserve di terzi azionisti	patrimonio netto Totale
Totale utile (perdita) complessivo secondo semestre 2017	-	-	-	-	-	-	56	(1)	(65)	(1)	(1)	(218)	-	(230)	9	(221)
Operazioni con gli Azionisti
Dividendi distribuiti secondo semestre 2017	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(7)	(7)
Capitalizzazione costi aumento capitale sociale al netto delle imposte	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Acquisto azioni proprie	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(27)	(27)	-	(27)
Totale	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(27)	(27)	(7)	(34)
Altri movimenti di patrimonio netto
Fair value Piano Grant	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	8	-	-	8	-	8
Altre variazioni	-	-	-	-	-	1	-	-	1	-	(12)	-	-	(10)	11	1
Operazioni under common control Totale	- -	- -	- -	- -	- -	- 1	- -	- -	- 1	- -	- (4)	- -	- -	- (2)	- 11	- 9
Saldi al 31 dicembre 2017	2.191	1.049	2	88	-	1	41	(1)	(154)	(21)	1.786	(328)	(96)	4.558	41	4.599
Modifiche criteri contabili - Applicazione IFRS 9	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(28)	-	-	(28)	-	(28)
Modifiche criteri contabili - Applicazione IFRS 15	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(20)	-	-	(20)	-	(20)
Saldo modifiche criteri contabili	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(48)	-	-	(48)	-	(48)
Saldi al 1° gennaio 2018	2.191	1.049	2	88	-	1	41	(1)	(154)	(21)	1.738	(328)	(96)	4.510	41	4.551
Utile (perdita) complessivo primo semestre 2018	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(323)	-	(323)	25	(298)
Altre componenti del conto economico complessivo Componenti non riclassificabili a conto economico Rivalutazioni di piani a benefici definiti per dipendenti al netto dell'effetto fiscale Variazione fair value partecipazioni con effetti a OCI Quota di pertinenza delle "altre componenti del conto economico complessivo" delle partecipazioni valutate secondo il metodo del patrimonio netto afferenti rivalutazioni di piani a benefici definiti al netto dell'effetto fiscale Totale Componenti riclassificabili a conto economico Variazione del fair value derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale Variazione fair value delle attività finanziarie, diverse dalle partecipazioni, con effetti a OCI Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro Quota di pertinenza delle "altre componenti del conto economico complessivo" delle partecipazioni valutate	- - -	- - -	- - -	- - -	- - -	- - -	(67) - -	- (1) -	- - 26	- - -	- - (6)	- - -	- - -	(67) (1) 20	- - 1	(67) (1) 21
secondo il metodo del patrimonio netto
Totale	-	-	-	-	-	-	(67)	(1)	26	-	(6)	-	-	(48)	1	(47)
Totale utile (perdita) complessivo primo semestre 2018	-	-	-	-	-	-	(67)	(1)	26	-	(6)	(323)	-	(371)	26	(345)
Operazioni con gli Azionisti
Dividendi distribuiti primo semestre 2018	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(8)	(8)
Riporto a nuovo utile (perdita)	-	(496)	-	-	-	-	-	-	-	-	168	328	-	-	-	-
Aumento (riduzione) capitale sociale
Capitalizzazione costi aumento capitale sociale al netto delle imposte
Acquisto azioni proprie
Totale	-	(496)	-	-	-	-	-	-	-	-	168	328	-	-	(8)	(8)
Altri movimenti di patrimonio netto
Fair value Piano Grant	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	4	-	1	5	-	5
Altre variazioni	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(4)	-	-	(4)	-	(4)
Operazioni under common control
Totale	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1	1	-	1
Saldi al 30 giugno 2018	2.191	553	2	88	-	1	(26)	(2)	(128)	(21)	1.900	(323)	(95)	4.140	59	4.199

Rendiconto finanziario

(milioni di euro)	Nota	Primo semestre 2017	Primo semestre 2018
Utile (perdita) del periodo di Gruppo		(110)	(323)
Risultato di pertinenza di terzi azionisti		11	25
Rettifiche per ricondurre l'utile del periodo al flusso di cassa da attività operativa:
- ammortamenti	(N. 41)	264	228
- svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali e immateriali	(N. 41)	85	256
- effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto	(N. 44)	(2)	49
- (plusvalenze) minusvalenze nette su cessioni di attività		1	1
- interessi attivi		(3)	(3)
- interessi passivi		37	46
- imposte sul reddito	(N. 45)	110	95
- altre variazioni		121	(38)
Variazioni del capitale di periodo:
- rimanenze e attività contrattuali		67	183
- crediti commerciali		206	(121)
- debiti commerciali e passività contrattuali		(262)	(49)
- fondi per rischi e oneri		9	(20)
- altre attività e passività		(219)	53
Flusso di cassa del capitale di periodo		(199)	46
Variazione fondo per benefici ai dipendenti		3	9
Dividendi incassati		-	1
Interessi incassati		3	3
Interessi pagati		(25)	(43)
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati		(233)	(64)
Flusso di cassa netto da attività operativa		63	288
di cui verso parti correlate (1)	(N. 49)		929 533
Investimenti:
- attività materiali	(N. 13)	(145)	(308)
- attività immateriali	(N. 14)	(2)	(5)
- partecipazioni	(N. 15)	(9)	-
- crediti finanziari		(5)	-
- variazione debiti e crediti relativi all'attività di investimento e imputazione di ammortamenti all'attivo patrimoniale		-	-
Flusso di cassa degli investimenti		(161)	(313)
Disinvestimenti:
- attività materiali		6	-
- imprese uscite dall'area di consolidamento e rami d'azienda		-	-
- partecipazioni		1	-
- crediti finanziari		7	-
Flusso di cassa dei disinvestimenti		14	-
Flusso di cassa netto da attività di investimento (2)		(147)	(313)
di cui verso parti correlate (1)	(N. 49)		- -
Assunzione di debiti finanziari non correnti		(5)	110
Rimborsi di debiti finanziari non correnti		(7)	(131)
Incremento (decremento) di debiti finanziari correnti		50	(50)
		38	(71)
Apporti netti di capitale proprio da terzi		(2)	-
Dividendi pagati		-	(15)
Cessione (acquisto) di azioni proprie		-	-
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento		36	(86)
di cui verso parti correlate (1)	(N. 49)		- -
Effetto delle variazioni dell'area di consolidamento		-	-
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti		(33)	15

(1) Per il dettaglio "di cui verso parti correlate" si veda la nota 49 "Rapporti con parti correlate".

segue Rendiconto finanziario

(milioni di euro)	Nota	Primo semestre 2017	Primo semestre 2018
Flusso di cassa netto del periodo		(81)	(96)
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo	(N. 6)	1.892	1.751
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo	(N. 6)	1.811	1.655

(2) Il "flusso di cassa netto da attività di investimento" comprende alcuni investimenti che, avuto riguardo alla loro natura (investimenti temporanei di disponibilità o finalizzati all'ottimizzazione della gestione finanziaria), sono considerati in detrazione dei debiti finanziari ai fini della determinazione dell'indebitamento finanziario netto, così come indicato nel "Commento ai risultati economico-finanziari" della "Relazione intermedia sulla gestione".

Il flusso di cassa di questi investimenti è il seguente:

(milioni di euro)	Primo semestre 2017 Primo semestre 2018
Investimenti finanziari:
- crediti finanziari	(2) -
Disinvestimenti finanziari:
- crediti finanziari	4 -
Flusso di cassa netto degli investimenti/disinvestimenti relativi all'attività finanziaria	2 -

Indice Note al bilancio consolidato semestrale abbreviato

Nota 1	Criteri di redazione	83
Nota 2	Stime contabili e giudizi significativi	85
Nota 3	Modifica dei criteri contabili	86
Nota 4	Area di consolidamento al 30 giugno 2018	87
Nota 5	Riepilogo effetti prima adozione IFRS 9 e IFRS 15	93
Nota 6	Disponibilità liquide ed equivalenti	93
Nota 7	Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a OCI	94
Nota 8	Crediti commerciali e altri crediti	94
Nota 9	Rimanenze e attività contrattuali	95
	Nota 10 Attività per imposte sul reddito correnti	96
	Nota 11 Attività per altre imposte correnti	96
	Nota 12 Altre attività correnti	96
	Nota 13 Immobili, impianti e macchinari	96
	Nota 14 Attività immateriali	98
	Nota 15 Partecipazioni	100
	Nota 16 Attività per imposte anticipate	100
	Nota 17 Altre attività non correnti	101
	Nota 18 Passività finanziarie a breve termine	101
	Nota 19 Debiti commerciali, altri debiti e passività contrattuali	102
	Nota 20 Passività per imposte sul reddito correnti	103
	Nota 21 Passività per altre imposte correnti	103
	Nota 22 Altre passività correnti	103
	Nota 23 Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine	103
	Nota 24 Fondi per rischi e oneri	105
	Nota 25 Fondi per benefici ai dipendenti	105
	Nota 26 Passività per imposte differite	106
	Nota 27 Altre passività non correnti	106
	Nota 28 Strumenti finanziari derivati	106
	Nota 29 Capitale e riserve di terzi azionisti	107
	Nota 30 Patrimonio netto di Saipem	108
	Nota 31 Capitale sociale	108
	Nota 32 Riserva sopraprezzo delle azioni	108
	Nota 33 Altre riserve	108
	Nota 34 Riserva negativa per azioni proprie in portafoglio	109
	Nota 35 Garanzie, impegni e rischi	109
	Nota 36 Ricavi della gestione caratteristica	120
	Nota 37 Altri ricavi e proventi	120
	Nota 38 Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi	121
	Nota 39 Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti	121
	Nota 40 Costo del lavoro	121
	Nota 41 Ammortamenti e svalutazioni	123
	Nota 42 Altri proventi (oneri) operativi	123

	Nota 43 Proventi (oneri) finanziari	123
	Nota 44 Proventi (oneri) su partecipazioni	124
	Nota 45 Imposte sul reddito	124
	Nota 46 Utile di terzi azionisti	124
	Nota 47 Utile (perdita) per azione	124
	Nota 48 Informazioni per settore di attività e per area geografica	125
	Nota 49 Rapporti con parti correlate	126
	Nota 50 Eventi e operazioni significativi e non ricorrenti	131
	Nota 51 Transazioni derivanti da operazioni atipiche e inusuali	131
	Nota 52 Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo	131
	Nota 53 Altre informazioni: Algeria	131
	Nota 54 Altre informazioni: Delibera Consob n. 20324	131

Note illustrative al bilancio consolidato semestrale abbreviato

Criteri di redazione 1

Il bilancio consolidato semestrale abbreviato è redatto secondo le disposizioni dello IAS 34 "Bilanci intermedi".

Nel bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2018 sono applicati gli stessi principi di consolidamento e gli stessi criteri di valutazione illustrati in sede di redazione della Relazione finanziaria annuale 2017, cui si fa rinvio, fatta eccezione per i principi contabili internazionali entrati in vigore dal 1° gennaio 2018 illustrati nella sezione "Principi contabili di recente emanazione" di detta relazione. In particolare, ai fini del bilancio semestrale al 30 giugno 2018 rilevano le disposizioni dell'IFRS 15 "Ricavi provenienti da contratti con i clienti" (oltre ai relativi chiarimenti riportati nel documento "Chiarimenti dell'IFRS 15 - Ricavi provenienti da contratti con i clienti") e dell'IFRS 9 "Strumenti finanziari", di cui di seguito viene riportata una sintesi.

L'IFRS 15 fornisce i criteri di rilevazione e valutazione dei ricavi derivanti da contratti con la clientela prevedendo che la rilevazione dei ricavi sia basata sui seguenti 5 step: (i) identificazione del contratto con il cliente; (ii) identificazione delle performance obligation rappresentate dalle promesse contrattuali a trasferire beni e/o servizi a un cliente; (iii) determinazione del prezzo della transazione; (iv) allocazione del prezzo della transazione alle performance obligation identificate sulla base del prezzo di vendita stand alone di ciascun bene o servizio; (v) rilevazione del ricavo quando la relativa performance obligation risulta soddisfatta.

Come già rappresentato in sede di redazione della Relazione finanziaria annuale, per Saipem gli ambiti interessati riguardano essenzialmente:

(i) identificazione di possibili distinte performance obligation;
(ii) il riconoscimento temporale dei ricavi e la determinazione del transaction price;
(iii) modalità e tempistiche di riconoscimento delle varianti contrattuali;
(iv) il riconoscimento di alcuni costi per i quali il nuovo principio richiede la capitalizzazione quali i costi di pre-ingegneria e di approntamento dei mezzi utilizzati.

Per quanto riguarda l'IFRS 9, le nuove disposizioni: (i) modificano il modello di classificazione e valutazione delle attività finanziarie basandolo sulle caratteristiche dello strumento finanziario e sul business model adottato dall'impresa; (ii) introducono una nuova modalità di svalutazione delle attività finanziarie, che tiene conto delle perdite attese (cd. expected credit loss); e (iii) modificano le disposizioni in materia di hedge accounting. Di seguito sono riportati gli impatti per Saipem con riferimento alle tre aree d'intervento interessate dalle nuove disposizioni:

(i) classificazione e valutazione: la nuova modalità di classificazione e valutazione delle attività finanziarie rappresentative di strumenti di debito non comporta significativi cambiamenti. Per quanto riguarda le attività finanziarie rappresentative quote di partecipazione diverse da quote di controllo, controllo congiunto o collegamento, che venivano valutate a fair value con l'imputazione degli effetti nella riserva di patrimonio netto sino alla loro svalutazione e/o al loro realizzo in occasione dei quali gli effetti transitavano a conto economico, per gli strumenti in portafoglio alla data di chiusura del periodo, il Gruppo ha deciso di avvalersi dell'elezione irrevocabile connessa alla misurazione di tali strumenti a fair value con l'imputazione degli effetti nella riserva di patrimonio netto senza possibilità di riciclo;
(ii) impairment: il modello gestionale adottato dal Gruppo prevede l'approccio semplificato per i crediti commerciali che non contengono una significativa componente finanziaria, che prescrive la valutazione del fondo copertura perdite per un importo pari alle perdite attese lungo l'intera vita del credito. Tale approccio utilizza la probabilità di default dei clienti basata su dati di mercato osservabili e su valutazioni raccolte da info-provider per la quantificazione delle perdite attese. Data la specificità della tipologia di business in cui opera Saipem, principalmente su commesse pluriennali con valutazioni sempre aggiornate a vita intera del progetto e con una ristretta fascia di clienti costituiti in massima parte da Major Oil Company, gli accantonamenti al fondo svalutazione crediti sono effettuati dopo un'attenta analisi dei singoli crediti scaduti che di fatto sconta già una vista prospettica di progetto.

Con l'adozione del nuovo standard si affianca una valutazione sul merito creditizio del cliente che, dunque, non comporta un impatto significativo. Il modello gestionale a tre stadi è adottato invece per il test di impairment delle attività finanziarie valutate a fair value con l'imputazione degli effetti nella riserva di patrimonio netto;

(iii) hedge accounting: il modello di gestione attualmente adottato dal Gruppo è da ritenersi coerente con le nuove disposizioni introdotte dall'IFRS 9 in materia di hedge accounting. L'attività di analisi effettuata da un dedicato gruppo di lavoro nel 2017, volta a individuare ottimizzazioni nelle strategie di hedge accounting anche alla luce delle novità e semplificazioni introdotte dal nuovo standard, si è conclusa con un piano di aggiornamento dell'attuale modello di gestione, le cui attività sono tuttora in corso di svolgimento. Pertanto, Saipem nel corso del 2018 prosegue in continuità con il vecchio modello di gestione, mentre il nuovo modello individuato verrà pienamente adottato dal Gruppo a partire dal 1° gennaio 2019.

Coerentemente con le disposizioni dello IAS 34, le note al bilancio sono presentate in forma sintetica.

Le imposte sul reddito correnti sono calcolate sulla base dell'imponibile fiscale alla data di chiusura del periodo. I debiti e i crediti tributari per imposte sul reddito correnti sono rilevati al valore che si prevede di pagare/recuperare alle/dalle autorità fiscali applicando le normative fiscali vigenti o sostanzialmente approvate alla data di chiusura del periodo e le aliquote stimate su base annua.

Le imprese consolidate, le imprese controllate non consolidate, le joint venture, le partecipazioni in joint operation e le imprese collegate sono distintamente indicate nella sezione "Area di consolidamento" che fa parte integrante delle presenti note. Nella stessa sezione è riportata anche la variazione dell'area di consolidamento verificatasi nel periodo. Il bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2018, approvato dal Consiglio di Amministrazione di Saipem nella riunione del 24 luglio 2018, è sottoposto a revisione contabile limitata da parte della EY SpA. La revisione contabile limitata comporta un'estensione di lavoro significativamente inferiore a quella di una revisione contabile completa svolta secondo gli statuiti principi di revisione.

I valori delle voci di bilancio e delle relative note, tenuto conto della loro rilevanza, sono espressi in milioni di euro.

Conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro

I bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall'euro, che rappresenta la moneta di presentazione del Gruppo, sono convertiti in euro applicando alle voci: (i) dell'attivo e del passivo patrimoniale, i cambi correnti alla data di chiusura del periodo; (ii) del patrimonio netto, i cambi storici; (iii) del conto economico, i cambi medi del periodo (fonte: Banca d'Italia).

Le differenze cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall'euro, derivanti dall'applicazione di cambi diversi per le attività e passività, per il patrimonio netto e per il conto economico, sono rilevate alla voce del patrimonio netto "Riserva per differenze cambio" per la parte di competenza del Gruppo e alla voce "Interessenze di terzi" per la parte di competenza di terzi. La riserva per differenze cambio è rilevata a conto economico all'atto della dismissione integrale, ovvero quando la partecipata cessa di essere qualificata come impresa controllata. All'atto della dismissione parziale, senza perdita del controllo, la quota delle differenze di cambio afferente alla frazione di partecipazione dismessa è attribuita al patrimonio netto delle interessenze di terzi.

I bilanci utilizzati per la conversione sono quelli espressi nella moneta funzionale, rappresentata dalla moneta locale o dalla diversa moneta nella quale sono denominate la maggior parte delle transazioni economiche e delle attività e passività. I cambi applicati nella conversione in euro dei bilanci espressi in moneta estera sono i seguenti:

Valuta	al 31.12.2017 Cambio	al 30.06.2018 Cambio	Cambio medio 2018
USA dollaro	1,1993	1,1658	1,2104
Regno Unito lira sterlina	0,88723	0,88605	0,87977
Algeria dinaro	137,8343	137,1333	139,0348
Angola kwanza	198,906	290,597	263,079
Arabia Saudita riyal	4,4974	4,3718	4,5388
Argentina peso	22,931	32,7048	26,0382
Australia dollaro	1,5346	1,5787	1,5688
Brasile real	3,9729	4,4876	4,1415
Canada dollaro	1,5039	1,5442	1,5457
Croazia kuna	7,44	7,386	7,4178
Egitto lira	21,3309	20,866	21,4584
Ghana nuovo cedi	5,4313	5,5653	5,4791
India rupia	76,6055	79,813	79,4903
Indonesia rupia	16.239,12	16.654,04	16.665,06
Kazakhstan tenge	397,96	397,85	395,43
Malesia ringgit	4,8536	4,708	4,767
Nigeria naira	367,046	355,9187	369,5925
Norvegia corona	9,8403	9,5115	9,5929
Perù new sol	3,8854	3,8187	3,9309
Qatar riyal	4,3655	4,2435	4,4057
Romania nuovo leu	4,6585	4,6631	4,6543
Russia rublo	69,392	73,1582	71,9601
Singapore dollaro	1,6024	1,5896	1,6054
Svizzera franco	1,1702	1,1569	1,1697

Stime contabili e giudizi significativi

L'applicazione dei principi contabili generalmente accettati per la redazione del bilancio e delle relazioni contabili infrannuali comporta che la Direzione aziendale effettui stime contabili basate su giudizi complessi e/o soggettivi, stime basate su esperienze passate e ipotesi considerate ragionevoli e realistiche sulla base delle informazioni conosciute al momento della stima. L'utilizzo di queste stime contabili influenza il valore di iscrizione delle attività e delle passività e l'informativa su attività e passività potenziali alla data del bilancio, nonché l'ammontare dei ricavi e dei costi nell'esercizio di riferimento. I risultati effettivi possono differire da quelli stimati a causa dell'incertezza che caratterizza le ipotesi e le condizioni sulle quali le stime sono basate.

Le stime contabili sono critiche nel processo di redazione del bilancio e delle relazioni contabili infrannuali perché comportano un elevato ricorso a giudizi soggettivi, assunzioni e stime relative a tematiche per loro natura incerte. Le modifiche delle condizioni alla base dei giudizi e delle assunzioni adottati possono determinare un impatto rilevante sui risultati successivi.

Con riferimento al dettaglio delle stime contabili si fa rinvio a quanto indicato nella Relazione finanziaria annuale 2017. A ciò aggiungasi che, nel mese di luglio 2018, il Consiglio di Amministrazione ha approvato un nuovo orientamento strategico della Società definendo obiettivi e priorità strategi-

² che specifici per ciascuna divisione. In coerenza, è stata approvata una modifica del modello organizzativo volto a completare entro l'anno in corso il processo di divisionalizzazione iniziato nel 2017, per assicurare alle divisioni la piena autonomia nel perseguire gli obiettivi e le priorità definite, in particolare in ambito commerciale, esecuzione progetti, tecnologia e Ricerca & Sviluppo, strategie di business, partnership, etc., nonché nel gestire i rischi specifici di ciascun segmento di business.

A seguito dell'adozione del nuovo orientamento strategico e della conseguente modifica del modello organizzativo è stata coerentemente aggiornata la procedura di impairment test delle Cash Generating Unit del Gruppo, modificando il processo di stima del tasso di attualizzazione utilizzato per la stima del value in use, prevedendo la determinazione di WACC differenziati per segmento di business, tali da riflettere i rischi specifici dei singoli segmenti di business a cui appartengono le CGU.

Considerato che i cambiamenti apportati alle modalità di stima del costo del capitale risultano motivati e riconducibili agli elementi di novità introdotti a seguito della delibera sul nuovo orientamento strategico e la ridefinizione dell'assetto organizzativo, l'affinamento/aggiornamento della procedura di impairment test operato nel 2018 rientra, ai sensi dello IAS 8, nella fattispecie del "cambiamento di stime contabili". Di conseguenza, gli effetti di tale aggiornamento sono applicati su base prospettica, a partire dalla redazione della Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2018, e non su base retroattiva.

Modifica dei criteri contabili 3

Rispetto a quanto indicato nella Relazione finanziaria annuale 2017, a cui si rinvia, non vi sono state modifiche nei criteri contabili, a eccezione delle modifiche intervenute in conseguenza della prima adozione dei principi contabili internazionali IFRS 15 "Ricavi provenienti da contratti con i clienti" e IFRS 9 "Strumenti finanziari" entrati in vigore dal 1° gennaio 2018 e sopra illustrati nel paragrafo "Criteri di redazione".

Relativamente all'IFRS 15, in sede di prima applicazione delle nuove disposizioni, Saipem si è avvalsa della possibilità di rilevare l'effetto connesso alla rideterminazione retroattiva dei valori nel patrimonio netto al 1° gennaio 2018, avendo riguardo alle fattispecie esistenti a tale data, senza effettuare il restatement degli esercizi precedenti posti a confronto. L'adozione dell'IFRS 15 ha comportato, al netto del relativo effetto fiscale, una riduzione del patrimonio netto di 20 milioni di euro, derivante dalle diverse performance obligation identificate in alcuni progetti di ingegneria e costruzione e dalla diversa valutazione delle performance obligation dei servizi di perforazione.

Nel primo semestre 2018 l'adozione del nuovo principio non ha comportato effetti significativi sui valori economici, patrimoniali e finanziari del Gruppo.

I valori patrimoniali, economici e finanziari relativi al primo semestre 2018 non sarebbero stati significativamente differenti qualora fossero state applicate le precedenti disposizioni in materia di revenue recognition.

L'adozione dell'IFRS 15 ha comportato l'aggiornamento degli schemi di bilancio, prevedendo l'apertura nello stato patrimoniale di due specifiche voci "Attività contrattuali" e "Passività contrattuali" che accolgono rispettivamente i precedenti lavori in corso su ordinazione inclusi nelle rimanenze, e gli acconti e anticipi, precedentemente inclusi nei debiti finanziari e altri debiti.

Anche per quanto riguarda l'IFRS 9 in sede di prima applicazione Saipem si è avvalsa della possibilità di rilevare l'effetto dell'adozione del nuovo principio contabile in materia di classificazione e valutazione, ivi incluso l'impairment delle attività finanziarie, nel patrimonio netto al 1° gennaio 2018, senza effettuare il restatement degli esercizi posti a confronto. L'adozione dell'IFRS 9 ha comportato, al netto del relativo effetto fiscale, un decremento del patrimonio netto di 28 milioni di euro riferibile alle maggiori svalutazioni delle attività finanziarie per effetto dell'adozione dell'expected credit loss model.

Nel primo semestre 2018 l'adozione del nuovo principio non ha comportato effetti significativi sui valori economici, patrimoniali e finanziari del Gruppo.

L'adozione dell'IFRS 9 ha comportato l'aggiornamento degli schemi di bilancio, prevedendo l'apertura nello stato patrimoniale di una specifica voce "Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a OCI", nel conto economico della voce "Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti" per accogliere le svalutazioni/riprese di valore dei crediti commerciali e degli altri crediti.

Per quanto riguarda le modifiche ai principi contabili IAS 28 "Investments in associates and joint ventures", IFRS 1 "First-time adoption of International Financial Reporting Standards" e IFRS 2 "Classification and Measurement of Sharebased Payment Transactions" già evidenziate nella Relazione finanziaria annuale 2017, a cui si rinvia, la loro adozione a partire dal 1° gennaio 2018 non ha comportato impatti per il Gruppo.

Con il regolamento n. 2018/519, emesso dalla Comissione Europea in data 28 marzo 2018, è stato omologato il documento IFRIC Interpretation 22 "Foreign Currency Transactions and Advance Consideration", in base al quale il tasso di cambio da utilizzare in sede di rilevazione iniziale di un asset, costo o ricavo correlato a un anticipo, precedentemente pagato/incassato, in valuta estera, è quello vigente alla data di rilevazione dell'attività/passività non monetaria connessa a tale anticipo.

L'IFRIC 22 è efficace a partire dagli esercizi aventi inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2018, e la sua applicazione non ha comportato impatti per il Gruppo in quanto le disposizioni precisate hanno riaffermato il comportamento già adottato da Saipem.

Principi contabili di recente emanazione omologati dalla Commissione Europea

Per quanto riguarda il nuovo principio IFRS 16 "Leases" omologato con il regolamento n. 2017/1986 emesso dalla Commissione Europea in data 31 ottobre 2017, che entrerà in vigore dal 1° gennaio 2019, nell'ambito del progetto dedicato, nel corso del primo semestre 2018 sono proseguite le attività di analisi dei contratti in ambito ai fini della determinazione degli impatti derivanti dalla prossima adozione del nuovo principio e dall'adeguamento dei processi e dei sistemi informativi dedicati a supporto delle rilevazioni contabili e dell'informativa finanziaria da produrre. L'adozione del nuovo principio comporterà infatti impatti significativi sulla posizione finanziaria netta del Gruppo per effetto della rilevazione nel passivo dello stato patrimoniale dei debiti per leasing (cd. Lease Liabilities) e sul riconoscimento tra le immobilizzazioni dei diritti d'uso acquisiti (cd. ROU Right of Use asset).

Principi contabili di recente emanazione non ancora omologati dalla Commissione Europea

In data 29 marzo 2018 lo IASB ha emesso il documento "Amendments to References to the Conceptual Framework in IFRS Standards", che contiene modifiche, essenzialmente di natura tecnica e redazionale dei principi contabili internazionali, volte a recepire il nuovo framework di riferimento degli IFRS (cd. Conceptual Framework for Financial Reporting), emesso dallo IASB nella stessa data. Le modifiche ai principi contabili sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2020.

Allo stato Saipem sta analizzando il documento e valutando gli eventuali impatti sul bilancio derivanti dalla sua futura adozione.

Area di consolidamento al 30 giugno 2018 4

Impresa consolidante Saipem SpA San Donato Milanese EUR 2.191.384.693 Eni SpA 30,54 CDP Equity SpA 12,55 (ex Fondo Strategico Italiano) Saipem SpA 1,47 Soci terzi 55,44 Ragione sociale Sede legale Valuta Capitale sociale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Saipem Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*)

Imprese controllate

Italia

						% Consolidata di pertinenza Saipem	di consolidamento di valutazione (*) o criterio Metodo
Denuke Scarl	San Donato Milanese	EUR	10.000	Saipem SpA Soci terzi	55,00 45,00	55,00	C.I.
INFRA SpA	San Donato Milanese	EUR	50.000	Saipem SpA	100,00	100,00	C.I.
Servizi Energia Italia SpA	San Donato Milanese	EUR	291.000	Saipem SpA	100,00	100,00	C.I.
Smacemex Scarl	San Donato Milanese	EUR	10.000	Saipem SpA Soci terzi	60,00 40,00	60,00	C.I.
SnamprogettiChiyoda sas di Saipem SpA	San Donato Milanese	EUR	10.000	Saipem SpA Soci terzi	99,90 0,10	99,90	C.I.

Estero

Ragione sociale	Sede legale	Valuta	Capitale sociale	Soci	% Possesso	% Consolidata di pertinenza Saipem	di consolidamento di valutazione (*) o criterio Metodo
Denuke Scarl	San Donato Milanese	EUR	10.000	Saipem SpA Soci terzi	55,00 45,00	55,00	C.I.
INFRA SpA	San Donato Milanese	EUR	50.000	Saipem SpA	100,00	100,00	C.I.
Servizi Energia Italia SpA	San Donato Milanese	EUR	291.000	Saipem SpA	100,00	100,00	C.I.
Smacemex Scarl	San Donato Milanese	EUR	10.000	Saipem SpA Soci terzi	60,00 40,00	60,00	C.I.
SnamprogettiChiyoda sas di Saipem SpA	San Donato Milanese	EUR	10.000	Saipem SpA Soci terzi	99,90 0,10	99,90	C.I.
Estero
Andromeda Consultoria Tecnica e Representações Ltda	Rio de Janeiro (Brasile)	BRL	12.494.210	Saipem SpA Snamprogetti Netherlands BV	99,00 1,00	100,00	C.I.
Boscongo SA	Pointe-Noire (Congo)	XAF	1.597.805.000	Saipem SA	100,00	100,00	C.I.
ER SAI Caspian Contractor Llc	Almaty (Kazakhstan)	KZT	1.105.930.000	Saipem International BV Soci terzi	50,00 50,00	50,00	C.I.
ERS - Equipment Rental & Services BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	EUR	90.760	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
European Maritime Construction sas	Montigny le Bretonneux (Francia)	EUR	1.000	Saipem SA	100,00	100,00	C.I.
Global Petroprojects Services AG	Zurigo (Svizzera)	CHF	5.000.000	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Moss Maritime AS	Lysaker (Norvegia)	NOK	40.000.000	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
North Caspian Service Co	Almaty (Kazakhstan)	KZT	1.910.000.000	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Petrex SA	Iquitos (Perù)	PEN	1.200.529.045	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Professional Training Center Llc	Karakiyan District, Mangistau Oblast (Kazakhstan)	KZT	1.000.000	ER SAI Caspian Contractor Llc	100,00	50,00	C.I.
PT Saipem Indonesia	Jakarta (Indonesia)	USD	372.778.100	Saipem International BV Soci terzi	99,99 0,01	99,99	C.I.
SAGIO - Companhia Angolana de Gestão de Instalaçao Offshore Ltda (**)	Luanda (Angola)	AOA	1.600.000	Saipem International BV Soci terzi	60,00 40,00	60,00	P.N.

(*) C.I. = consolidamento integrale, W.I. = working interest, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo

(**) Società in liquidazione.

Ragione sociale	Sede legale	Valuta	Capitale sociale	Soci	% Possesso	% Consolidata di pertinenza Saipem	di consolidamento di valutazione (*) o criterio Metodo
Saigut SA de Cv	Delegacion Cuauhtemoc (Messico)	MXN	998.259.500	Saimexicana SA de Cv	100,00	100,00	C.I.
SAIMEP Lda	Maputo (Mozambico)	MZN	70.000.000	Saipem SA Saipem International BV	99,98 0,02	100,00	C.I.
Saimexicana SA de Cv	Delegacion Cuauhtemoc (Messico)	MXN	5.341.669.200	Saipem SA	100,00	100,00	C.I.
Saipem (Beijing) Technical Services Co Ltd	Pechino (Cina)	USD	1.750.000	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem (Malaysia) Sdn Bhd	Kuala Lumpur (Malesia)	MYR	1.033.500	Saipem International BV Soci terzi	41,94 58,06	100,00	C.I.
Saipem (Nigeria) Ltd	Lagos (Nigeria)	NGN	259.200.000	Saipem International BV Soci terzi	89,41 10,59	89,41	C.I.
Saipem (Portugal) Comércio Marítimo, Sociedade Unipessoal Lda	Caniçal (Portogallo)	EUR	299.278.738	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem America Inc	Wilmington (USA)	USD	1.000	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem Argentina de Perforaciones, Montajes y Proyectos Sociedad Anónima, (Argentina) Minera, Industrial, Comercial y Financiera () (*)	Buenos Aires	ARS	1.805.300	Saipem International BV Soci terzi	99,90 0,10	99,90	P.N.
Saipem Asia Sdn Bhd	Kuala Lumpur (Malesia)	MYR	8.116.500	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem Australia Pty Ltd	West Perth (Australia)	AUD	566.800.001	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem Canada Inc	Montreal (Canada)	CAD	100.100	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem Contracting Algérie SpA	Algeri (Algeria)	DZD	1.556.435.000	Sofresid SA	100,00	100,00	C.I.
Saipem Contracting Netherlands BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	EUR	20.000	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem Contracting Nigeria Ltd	Lagos (Nigeria)	NGN	827.000.000	Saipem International BV Soci terzi	97,94 2,06	97,94	C.I.
Saipem do Brasil Serviçõs de Petroleo Ltda	Rio de Janeiro (Brasile)	BRL	1.950.796.299	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem Drilling Llc	Mosca (Russia)	RUB	10.000	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem Drilling Norway AS	Sola (Norvegia)	NOK	100.000	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem East Africa Ltd	Kampala (Uganda)	UGX	50.000.000	Saipem International BV Snamprogetti Netherlands BV	51,00 49,00	100,00	P.N.
Saipem Finance International BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	EUR	1.000.000	Saipem International BV Saipem SpA	75,00 25,00	100,00	C.I.
Saipem India Projects Private Ltd	Chennai (India)	INR	526.902.060	Saipem SA	100,00	100,00	C.I.
Saipem Ingenieria Y Construcciones SLU	Madrid (Spagna)	EUR	80.000	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem International BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	EUR	172.444.000	Saipem SpA	100,00	100,00	C.I.
Saipem Libya LLC - SA.LI.CO. Llc (**)	Tripoli (Libia)	LYD	10.000.000	Saipem International BV Snamprogetti Netherlands BV	60,00 40,00	100,00	C.I.
Saipem Ltd	Kingston upon Thames Surrey (Regno Unito)	EUR	7.500.000	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.

(*) C.I. = consolidamento integrale, W.I. = working interest, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo

(**) Società in liquidazione.
(***) Società non operativa nell'esercizio.

Ragione sociale	Sede legale	Valuta	Capitale sociale	Soci	% Possesso	% Consolidata di pertinenza Saipem	di consolidamento di valutazione (*) o criterio Metodo
Saipem Luxembourg SA	Lussemburgo (Lussemburgo)	EUR	31.002	Saipem Maritime Asset Management Luxembourg Sàrl Saipem (Portugal) Comércio Marítimo, Sociedade Unipessoal Lda	99,99 0,01	100,00	C.I.
Saipem Maritime Asset Management Luxembourg Sàrl	Lussemburgo (Lussemburgo)	USD	378.000	Saipem SpA	100,00	100,00	C.I.
Saipem Misr for Petroleum Services (S.A.E.)	Port Said (Egitto)	EUR	2.000.000	Saipem International BV ERS - Equipment Rental & Services BV Saipem (Portugal) Comércio Marítimo, Sociedade Unipessoal Lda	99,92 0,04 0,04	100,00	C.I.
Saipem Norge AS	Sola (Norvegia)	NOK	100.000	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem Offshore Norway AS	Sola (Norvegia)	NOK	120.000	Saipem SpA	100,00	100,00	C.I.
Saipem Romania Srl	Bucarest (Romania)	RON	29.004.600	Snamprogetti Netherlands BV Saipem International BV	99,00 1,00	100,00	C.I.
Saipem SA	Montigny le Bretonneux (Francia)	EUR	528.837.858	Saipem SpA	100,00	100,00	C.I.
Saipem Services México SA de Cv	Delegacion Cuauhtemoc (Messico)	MXN	50.000	Saimexicana SA de Cv	100,00	100,00	C.I.
Saipem Singapore Pte Ltd	Singapore (Singapore)	SGD	36.090.000	Saipem SA	100,00	100,00	C.I.
Saiwest Ltd	Accra (Ghana)	GHS	937.500	Saipem SA Soci terzi	49,00 51,00	49,00	C.I.
Sajer Iraq Co for Petroleum Services, Trading, General Contracting & Transport Llc	Baghdad (Iraq)	IQD	300.000.000	Saipem International BV Soci terzi	60,00 40,00	60,00	C.I.
Saudi Arabian Saipem Ltd	Al-Khobar (Arabia Saudita)	SAR	5.000.000	Saipem International BV Soci terzi	60,00 40,00	60,00	C.I.
Sigurd Rück AG	Zurigo (Svizzera)	CHF	25.000.000	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Snamprogetti Engineering & Contracting Co Ltd	Al-Khobar (Arabia Saudita)	SAR	10.000.000	Snamprogetti Netherlands BV Soci terzi	70,00 30,00	70,00	C.I.
Snamprogetti Engineering BV	Schiedam (Paesi Bassi)	EUR	18.151	Saipem Maritime Asset Management Luxembourg Sàrl	100,00	100,00	C.I.
Snamprogetti Lummus Gas Ltd (**)	Sliema (Malta)	EUR	50.000	Snamprogetti Netherlands BV Soci terzi	99,00 1,00	99,00	Co.
Snamprogetti Netherlands BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	EUR	203.000	Saipem SpA	100,00	100,00	C.I.
Snamprogetti Saudi Arabia Co Ltd Llc	Al-Khobar (Arabia Saudita)	SAR	10.000.000	Saipem International BV Snamprogetti Netherlands BV	95,00 5,00	100,00	C.I.
Sofresid Engineering SA	Montigny le Bretonneux (Francia)	EUR	1.267.143	Sofresid SA Soci terzi	99,99 0,01	100,00	C.I.
Sofresid SA	Montigny le Bretonneux (Francia)	EUR	312.253.842	Saipem SA	100,00	100,00	C.I.
Sonsub International Pty Ltd	West Perth (Australia)	AUD	13.157.570	Saipem Australia Pty Ltd	100,00	100,00	C.I.

(*) C.I. = consolidamento integrale, W.I. = working interest, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo

(**) Società in liquidazione.

Imprese collegate e controllate congiunte

Italia

Ragione sociale	Sede legale	Valuta	Capitale sociale	Soci	% Possesso	% Consolidata di pertinenza Saipem	di consolidamento di valutazione (*) o criterio Metodo
ASG Scarl	San Donato Milanese	EUR	50.864	Saipem SpA Soci terzi	55,41 44,59	55,41	P.N.
CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Due	San Donato Milanese	EUR	51.646	Saipem SpA Soci terzi	52,00 48,00	52,00	P.N.
CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Uno	San Donato Milanese	EUR	51.646	Saipem SpA Soci terzi	50,36 49,64	50,36	P.N.
Consorzio F.S.B.	Venezia - Marghera	EUR	15.000	Saipem SpA Soci terzi	29,10 70,90	29,10	Co.
Consorzio Sapro	San Giovanni Teatino	EUR	10.329	Saipem SpA Soci terzi	51,00 49,00	51,00	Co.
Rodano Consortile Scarl	San Donato Milanese	EUR	250.000	Saipem SpA Soci terzi	53,57 46,43	53,57	P.N.
Rosetti Marino SpA	Ravenna	EUR	4.000.000	Saipem SA Soci terzi	20,00 80,00	20,00	P.N.
Ship Recycling Scarl (**)	Genova	EUR	10.000	Saipem SpA Soci terzi	51,00 49,00	51,00	W.I.

Estero

						P.N.
(Francia)			Soci terzi	50,00
Maputo	MZN	150.000	Saipem International BV	33,33	33,33	P.N.
Amsterdam	EUR	300.000	Saipem International BV	33,33	33,33	P.N.
Funchal	EUR	5.000	Saipem International BV	50,00	50,00	P.N.
Doha	QAR	500.000	Snamprogetti Netherlands BV	20,00	50,00	P.N.
Mumbai & Construction Management Private Ltd (India)	INR	500.000	Saipem SA Soci terzi	55,00 45,00	55,00	P.N.
Luanda (Angola)	AOA	25.510.204	Saipem SA Soci terzi	40,00 60,00	40,00	P.N.
Amsterdam (Paesi Bassi)	EUR	2.000.000	Saipem International BV Soci terzi	50,00 50,00	50,00	P.N.
Luanda (Angola)	USD	357.143	Saipem SA Soci terzi	70,00 30,00	70,00	P.N.
Quimper (Francia)	EUR	8.596.830	Sofresid Engineering SA Soci terzi	13,50 86,50	13,50	P.N.
Amsterdam	EUR	20.000	Saipem International BV	50,00	50,00	P.N.
Victoria Island - Lagos	NGN	100.000.000	Saipem International BV	49,00	49,00	P.N.
Dammam (Arabia Saudita)	SAR	40.000.000	Saipem International BV Soci terzi	40,00 60,00	40,00	P.N.
Montigny le Bretonneux (Francia)	EUR	20.000	Saipem SA Soci terzi	60,00 40,00	60,00	W.I.
Krasnodar (Russia)	RUB	83.603.800	Saipem International BV Soci terzi	50,00 50,00	50,00	P.N.
	Montigny le Bretonneux (Mozambico) (Paesi Bassi) (Portogallo) (Qatar) (Paesi Bassi) (Nigeria)	EUR	1.000	Saipem SA Soci terzi Soci terzi Soci terzi Soci terzi Soci terzi Soci terzi	50,00 66,67 66,67 50,00 80,00 50,00 51,00	50,00

(*) C.I. = consolidamento integrale, W.I. = working interest, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo

(**) Società in liquidazione.

(***) Società non operativa nell'esercizio.

Ragione sociale	Sede legale	Valuta		Capitale sociale Soci		% Possesso	% Consolidata di pertinenza Saipem	di consolidamento di valutazione (*) o criterio Metodo
Société pour la Réalisation du Port de Tanger Méditerranée	Anjra (Marocco)	EUR	33.000	Saipem SA Soci terzi		33,33 66,67	33,33	P.N.
Southern Gas Constructors Ltd	Lagos (Nigeria)	NGN	10.000.000	Soci terzi	Saipem International BV	50,00 50,00	50,00	P.N.
SPF - TKP Omifpro Snc (**)	Parigi (Francia)	EUR	50.000	Saipem SA Soci terzi		50,00 50,00	50,00	P.N.
Sud-Soyo Urban Development Lda (***)	Soyo (Angola)	AOA	20.000.000	Saipem SA Soci terzi		49,00 51,00	49,00	P.N.
Tecnoprojecto Internacional Projectos e Realizações Industriais SA	Porto Salvo - Concelho de Oeiras (Portogallo)	EUR	700.000	Saipem SA Soci terzi		42,50 57,50	42,50	P.N.
T.C.P.I. Angola Tecnoprojecto Internacional SA	Luanda (Angola)	AOA	9.000.000	Soci terzi	Petromar Lda	35,00 65,00	24,50	P.N.
TMBYS SAS	Guyancourt (Francia)	EUR	30.000		Saipem SA Soci terzi		33,33	P.N.
TSGI Mühendislik I· ns¸aat Ltd S¸irketi	Istanbul (Turchia)	TRY	286.099.950		Saipem Ingenieria Y Construcciones SLU Soci terzi		33,33	P.N.
TSKJ II - Construções Internacionais, Sociedade Unipessoal, Lda	Funchal (Portogallo)	EUR	5.000		TSKJ - Servições de Engenharia Lda	66,67 100,00	25,00	P.N.
TSKJ - Nigeria Ltd	Lagos (Nigeria)	NGN	50.000.000		TSKJ II - Construções Internacionais, Sociedade Unipessoal, Lda		25,00	P.N.
TSKJ - Servições de Engenharia Lda	Funchal (Portogallo)	EUR	5.000	Soci terzi	Snamprogetti Netherlands BV	25,00 75,00	25,00	P.N.
Xodus Subsea Ltd	Londra (Regno Unito)	GBP	1.000.000	Soci terzi	Saipem International BV	50,00 50,00	50,00	P.N.
Le società partecipate sono 98 di cui: 59 consolidate con il metodo integrale, 2 consolidate con il metodo del working interest, 34 valutate con il metodo del patrimonio netto e 3 valutate al costo. Al 30 giugno 2018 le imprese di Saipem SpA sono così ripartite:			Controllate			Collegate e controllate congiunte
		Italia	Estero	Totale	Italia	Estero		Totale
Imprese controllate/Joint operation e loro partecipazioni		5	54	59	1	1		2
Consolidate con il metodo integrale		5	54	59	-	-		-
Consolidate con il metodo del working interest		-	-	-	1	1		2
Partecipazioni di imprese consolidate (1)		-	4	4	7	26		33
Valutate con il criterio del patrimonio netto		-	3	3	5	26		31
Valutate con il criterio del costo		-	1	1	2	-		2
Totale imprese		5	58	63	8	27		35
(1) Le partecipazioni di imprese controllate/joint operation valutate con il metodo del patrimonio netto o con il metodo del costo riguardano le imprese non significative e le imprese in cui il consolidamen to non produce effetti significativi.

	Controllate			Collegate e controllate congiunte
	Italia	Estero	Totale	Italia	Estero	Totale
Imprese controllate/Joint operation e loro partecipazioni	5	54	59	1	1	2
Consolidate con il metodo integrale	5	54	59	-	-	-
Consolidate con il metodo del working interest	-	-	-	1	1	2
Partecipazioni di imprese consolidate (1)	-	4	4	7	26	33
Valutate con il criterio del patrimonio netto	-	3	3	5	26	31
Valutate con il criterio del costo	-	1	1	2	-	2
Totale imprese	5	58	63	8	27	35

(**) Società in liquidazione.

(***) Società non operativa nell'esercizio.

Variazioni dell'area di consolidamento

Nel corso dei primi sei mesi del 2018 non sono intervenute variazioni significative nell'area di consolidamento del Gruppo rispetto alla relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2017. Le variazioni intervenute sono esposte nel seguito in ordine di accadimento.

Costituzioni, dismissioni, liquidazioni, fusioni, cambiamenti nel criterio di consolidamento:

è stata costituita la società European Maritime Construction sas, con sede in Francia, consolidata con il metodo integrale.

Riepilogo effetti prima adozione IFRS 9 e IFRS 15 5

L'adozione dei nuovi principi IFRS 9 "Strumenti finanziari" e IFRS 15 "Ricavi provenienti da contratti con il cliente", come riportato nei criteri di redazione, ha comportato i seguenti effetti sui saldi di apertura al 1° gennaio 2018.

(milioni di euro)

Voci di bilancio	31.12.2017	Applicazione IFRS 9	Applicazione IFRS 15	prima applicazione Totale effetti	al 01.01.2018 Situazione
Attività correnti	6.743	(28)	(21)	(49)	6.694
- di cui: Attività finanziarie destinate al trading	-	-	-	-	-
- di cui: Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a OCI	69	-	-	-	69
- di cui: Crediti commerciali e altri crediti	2.411	(28)	(21)	(49)	2.362
- di cui: Altre attività correnti	185	-	-	-	185
Attività non correnti	5.847	-	-	-	5.847
- di cui: Attività immateriali	753	-	-	-	753
- di cui: Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	142	-	-	-	142
- di cui: Altre partecipazioni	1	-	-	-	1
- di cui: Attività per imposte anticipate	268	-	-	-	268
Passività correnti	4.487	-	-	-	4.487
- di cui: Debiti commerciali e altri debiti	4.036	-	-	-	4.036
- di cui: Altre passività correnti	24	-	-	-	24
Passività non correnti	3.504	-	(1)	(1)	3.503
- di cui: Passività per imposte differite	35	-	(1)	(1)	34
Totale patrimonio netto	4.599	(28)	(20)	(48)	4.551
Attività correnti 6

Attività correnti

Disponibilità liquide ed equivalenti

Le disponibilità liquide ed equivalenti di 1.655 milioni di euro diminuiscono di 96 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2017 (1.751 milioni di euro).

Le disponibilità liquide di fine semestre, denominate in euro per il 64%, in dollari USA per il 15% e in altre valute per il 21%, hanno trovato remunerazione a un tasso medio dello 0,26%. La voce include denaro e valori in cassa per 3 milioni di euro (2 milioni di euro al 31 dicembre 2017).

Le disponibilità presso due conti correnti della controllata Saipem Contracting Algérie SpA per un totale di 70 milioni di euro equivalenti al 30 giugno 2018, in linea con la situazione al 31 dicembre 2017, sono oggetto, dal febbraio 2010, di un blocco dei movimenti bancari. L'efficacia della sentenza emessa nel 2016 che ha ordinato di rimettere nelle disponibilità di Saipem tali conti è sospesa in seguito all'impugnazione della medesima sentenza presso la Corte Suprema (per ulteriori dettagli si rimanda alla sezione "Contenziosi - Algeria - Il procedimento in Algeria", nonché alla nota 53 "Altre informazioni: Algeria").

Inoltre sono in essere blocchi temporanei su un conto di una filiale estera di Saipem SpA, nonché depositi vincolati su alcune società controllate estere, a fronte di dispute con alcuni fornitori, per complessivi 5 milioni di euro equivalenti.

Le disponibilità al 30 giugno 2018 sono riconducibili alla Capogruppo e ad altre società del Gruppo con la seguente ripartizione per area geografica (con riferimento al Paese in cui è domiciliato il rapporto finanziario):

(milioni di euro)	31.12.2017	30.06.2018
Italia	1.215	984
Resto d'Europa	133	100
CSI	22	21
Medio Oriente	89	173
Estremo Oriente	57	82
Africa Settentrionale	91	72
Africa Occidentale e Resto Africa	46	33
Americhe	98	190
Totale	1.751	1.655

Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a OCI 7

Le attività finanziarie valutate al fair value con effetti a OCI, pari a 68 milioni di euro (69 milioni di euro al 31 dicembre 2017), si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2017	30.06.2018
Titoli non strumentali all'attività operativa
Titoli quotati emessi da Stati sovrani/enti sovranazionali	26	25
Titoli quotati emessi da imprese industriali	43	43
Totale	69	68

I titoli quotati emessi da Stati sovrani/enti sovranazionali al 30 giugno 2018 di 25 milioni di euro si analizzano come segue:

(milioni di euro)	nominale Valore	Fair value	di rendimento nominale (%) Tasso	di scadenza Anno	Standard & Poor's Classe di rating
Tasso fisso
Francia	3	3	2,50	2020	AA
Irlanda	4	5	5,00	2020	A+
Spagna	2	2	3,75	2018	BBB+
Polonia	6	7	3,75-4,50	2022-2023	BBB+
Altri	7	8	1,375-2,50	2019-2020	AAA/A
Totale	22	25

I titoli quotati emessi da imprese industriali al 30 giugno 2018 di 43 milioni di euro si analizzano come segue:

(milioni di euro)	nominale Valore	Fair value	di rendimento nominale (%) Tasso	di scadenza Anno	Standard & Poor's Classe di rating
Tasso fisso
Titoli quotati emessi da imprese industriali	42	43	0,00-6,25	2019-2026	AA-/BBB
Totale	42	43

Il fair value dei titoli è determinato sulla base dei prezzi di mercato. La gerarchia del fair value è di livello 1. I titoli valutati al fair value con effetti a OCI sono detenuti sia per incassare i flussi di cassa contrattuali che per una futura vendita.

Crediti commerciali e altri crediti 8

I crediti commerciali e altri crediti di 2.502 milioni di euro (2.411 milioni di euro al 31 dicembre 2017) si analizzano come segue:

31.12.2017 (milioni di euro)	30.06.2018
Crediti commerciali 2.008	2.110
Crediti finanziari strumentali all'attività operativa 2	2
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa 2	2
Acconti per servizi 233	223
Altri crediti 166	165
Totale 2.411	2.502

I crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione di 640 milioni di euro.

(milioni di euro)	31.12.2017	Effetto adozione 01.01.2018 IFRS 9	Accantonamenti	Utilizzi	da conversione Differenze di cambio	Altre variazioni	30.06.2018
Crediti commerciali	572	28	10	(13)	13	-	610
Altri crediti	30	-	-	-	-	-	30
Totale	602	28	10	(13)	13	-	640
I crediti commerciali di 2.110 milioni di euro aumentano di 102 milioni di euro rispetto all'esercizio 2017.

Al 30 giugno 2018 sono state poste in essere operazioni di cessione pro-soluto senza notifica di crediti commerciali, anche non scaduti, per un importo di 31 milioni di euro (10 milioni di euro al 31 dicembre 2017). Saipem SpA provvede alla gestione degli incassi dei crediti ceduti e al trasferimento delle somme ricevute alle società di factoring.

I crediti commerciali comprendono ritenute in garanzia per attività contrattuali per 257 milioni di euro (260 milioni di euro al 31 dicembre 2017), di cui 57 milioni di euro scadenti entro 12 mesi e 200 milioni di euro scadenti oltre 12 mesi.

I crediti riferiti a progetti in contenzioso ammontano a 199 milioni di euro (202 milioni di euro al 31 dicembre 2017).

I crediti finanziari strumentali all'attività operativa di 2 milioni di euro (2 milioni di euro al 31 dicembre 2017) si riferiscono principalmente ai crediti vantati da Saipem SpA verso Serfactoring SpA.

Gli altri crediti di 165 milioni di euro si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2017	30.06.2018
Crediti verso:
- compagnie di assicurazione	-	5
- personale	25	21
Depositi cauzionali	11	10
Altri crediti	130	129
Totale	166	165

I crediti commerciali e gli altri crediti verso parti correlate sono dettagliati alla nota 49 "Rapporti con parti correlate". La valutazione al fair value dei crediti commerciali e altri crediti non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del credito e la sua scadenza.

Rimanenze e attività contrattuali 9

Rimanenze

Le rimanenze di 308 milioni di euro (319 milioni di euro al 31 dicembre 2017) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2017	30.06.2018
Materie prime, sussidiarie e di consumo	319	308
Totale	319	308

La voce "Materie prime, sussidiarie e di consumo" comprende parti di ricambio per l'attività di perforazione e di costruzione, nonché materiale di consumo destinato a uso interno e non alla vendita, ed è esposta al netto del fondo svalutazione di 117 milioni di euro.

(milioni di euro)	31.12.2017	Accantonamenti	Utilizzi	Altre variazioni	30.06.2018
Fondo svalutazioni rimanenze materie prime, sussidiarie e di consumo	146	7	(37)	1	117
Totale	146	7	(37)	1	117

Attività contrattuali

Le attività contrattuali di 1.419 milioni di euro (1.574 milioni di euro al 31 dicembre 2017) si analizzano come segue:

31.12.2017 (milioni di euro)	30.06.2018
Attività contrattuali 1.574	1.419
Totale 1.574	1.419

La voce "Attività contrattuali" è determinata dalla differenza temporale tra stati d'avanzamento operativi dei progetti e il raggiungimento di stati d'avanzamento contrattuali che consentono la fatturazione, nonché dal riconoscimento di corrispettivi aggiuntivi ritenuti probabili e prudenzialmente misurati.

L'ammontare delle attività contrattuali diminuisce per effetto del riconoscimento delle milestone da parte dei committenti, della fatturazione e del relativo incasso.

Attività per imposte sul reddito correnti 10

Le attività per imposte sul reddito correnti di 205 milioni di euro (213 milioni di euro al 31 dicembre 2017) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2017	30.06.2018
Amministrazione finanziaria italiana	56	56
Amministrazioni finanziarie estere	157	149
Totale	213	205

Attività per altre imposte correnti 11

Le attività per altre imposte correnti di 246 milioni di euro (221 milioni di euro al 31 dicembre 2017) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2017	30.06.2018
Amministrazione finanziaria italiana	17	3
Amministrazioni finanziarie estere	204	243
Totale	221	246

Altre attività correnti 12

Le altre attività correnti di 106 milioni di euro (185 milioni di euro al 31 dicembre 2017) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2017	30.06.2018
Fair value su strumenti finanziari derivati	91	21
Altre attività	94	85
Totale	185	106

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota 28 "Strumenti finanziari derivati".

Le altre attività al 30 giugno 2018 ammontano a 85 milioni di euro, con un decremento di 9 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2017, e sono costituite principalmente da costi non di competenza del periodo.

Le altre attività verso parti correlate sono dettagliate alla nota 49 "Rapporti con parti correlate".

Attività non correnti

Immobili, impianti e macchinari 13

Gli immobili, impianti e macchinari di 4.481 milioni di euro (4.581 milioni di euro al 31 dicembre 2017) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	al 31.12.2017 Valore lordo	Fondo ammortamento e svalutazione al 31.12.2017	al 31.12.2017 Valore netto	Investimenti	Ammortamenti e svalutazioni	Dismissioni	Differenze cambio	Altre variazioni	Saldo finale lordo al 30.06.2018	Fondo ammortamento e svalutazione al 30.06.2018
Immobili, impianti e macchinari	13.194	8.613	4.581	308	(420)	(1)	13	-	4.481 13.452	8.971
Totale	13.194	8.613	4.581	308	(420)	(1)	13	-	4.481 13.452	8.971
primo semestre 2017) e hanno principalmente riguardato: - per l'Engineering & Construction Offshore 260 milioni di euro: acquisto della nave Saipem Constellation e interventi di manteni mento e upgrading di mezzi esistenti; - per l'Engineering & Construction Onshore 5 milioni di euro: acquisto e mantenimento di attrezzature; - per il Drilling Offshore 25 milioni di euro: lavori di classe del jack-up Perro Negro 7 e upgrading della nave di perforazione Saipem 12000 per l'acquisto del secondo BOP, oltre a interventi di manutenzione e upgrading sugli altri mezzi; - per il Drilling Onshore 18 milioni di euro: upgrading di impianti destinati a operare in Kazakhstan e Arabia Saudita, nonché inter venti di mantenimento e upgrading di mezzi esistenti.
Nel corso del semestre non sono stati capitalizzati oneri finanziari. Le differenze di cambio da conversione dei bilanci delle imprese con valute funzionali diverse dall'euro sono positive per 13 mi lioni di euro.
Nel corso del semestre non sono stati portati a decremento degli immobili, impianti e macchinari, contributi pubblici. Su immobili, impianti e macchinari non sono in essere al 30 giugno 2018 garanzie reali. Il totale degli impegni su investimenti in corso di esecuzione alla data del 30 giugno 2018 è indicato nel paragrafo "Gestione dei rischi d'impresa" della "Relazione intermedia sulla gestione".

per l'Engineering & Construction Offshore 260 milioni di euro: acquisto della nave Saipem Constellation e interventi di mantenimento e upgrading di mezzi esistenti;
per l'Engineering & Construction Onshore 5 milioni di euro: acquisto e mantenimento di attrezzature;
per il Drilling Offshore 25 milioni di euro: lavori di classe del jack-up Perro Negro 7 e upgrading della nave di perforazione Saipem 12000 per l'acquisto del secondo BOP, oltre a interventi di manutenzione e upgrading sugli altri mezzi;
per il Drilling Onshore 18 milioni di euro: upgrading di impianti destinati a operare in Kazakhstan e Arabia Saudita, nonché interventi di mantenimento e upgrading di mezzi esistenti.

Gli immobili, impianti e macchinari comprendono beni condotti in locazione finanziaria per 25 milioni di euro equivalenti, riferiti a contratti di locazione finanziaria per l'utilizzo di due impianti di perforazione terra in Arabia Saudita per la durata di 36 mesi a partire dal 2015.

A seguito del test di impairment, a causa della riduzione delle rate prospettiche (oltre il periodo di piano), nonché del tasso di sconto, alcuni mezzi navali Drilling Offshore sono stati parzialmente svalutati come specificato nel paragrafo successivo.

Impairment

Nel monitorare gli indicatori di impairment, il Gruppo prende in considerazione, tra gli altri fattori, il rapporto tra la propria capitalizzazione di mercato e il proprio patrimonio netto contabile. Al 30 giugno 2018 la capitalizzazione di mercato del Gruppo era inferiore al valore contabile del patrimonio netto, situazione che indica una potenziale perdita di valore dell'avviamento e/o delle altre attività. Per tale ragione è stato effettuato il test di impairment su ciascuna delle cash generating unit ("CGU"). In particolare, le 15 cash generating unit su cui è stato effettuato il test di impairment sono rappresentate da una unità di floating production (leased FPSO), dalla divisione E&C Offshore, dalla divisione E&C Onshore depurata della leased FPSO, dalla divisione XSIGHT, dalla divisione Drilling Onshore e dai singoli mezzi del Drilling Offshore (10 distinti offshore rig).

La verifica della recuperabilità dei valori di iscrizione delle CGU è stata effettuata confrontando il valore di libro di ciascuna di esse con il relativo valore recuperabile che, considerata la natura delle attività Saipem (che porta a ritenere che il relativo fair value non possa determinarsi se non con il ricorso a modelli che tenderebbero a replicare, in sostanza, le analisi volte alla stima del valore d'uso, salvo circostanze specifiche non rilevanti nel caso di specie), è determinato sulla base del valore d'uso ottenuto attualizzando i flussi di cassa futuri generati da ciascuna delle cash generating unit al costo medio ponderato del capitale ("WACC") specifico per ciascun segmento di business in cui opera la singola CGU.

I flussi di cassa prospettici per la stima del valore recuperabile delle singole cash generating unit sono determinati sulla base delle migliori informazioni disponibili e delle aspettative al momento della stima considerando le attese future del management relative ai rispettivi mercati di riferimento. In particolare, per la stima dei flussi di cassa dei primi quattro anni di proiezione esplicita ai fini del test di impairment, sono state utilizzate le proiezioni del Piano Strategico 2018-2021 approvato dal Consiglio di Amministrazione nel mese di marzo 2018, aggiornate con le più recenti previsioni di risultati per il secondo semestre del 2018 e attraverso un sanity check effettuato da ciascuna divisione per analizzare la validità delle assunzioni del Piano e per verificare la presenza di eventuali elementi significativi intervenuti negli ultimi mesi che comportino la necessità di rivedere le proiezioni utilizzate ai fini del test di impairment al 31 dicembre 2017. In questo ambito, la divisione Drilling Offshore ha verificato la propria stima delle rate di noleggio dei mezzi di perforazione nel lungo termine ponderando, come di consueto, gli elementi disponibili sugli scenari di mercato elaborati da fonti esterne con altri elementi interni di natura commerciale o strategica in suo possesso. Ad esito di tale verifica, per alcune CGU Drilling Offshore, i cash flow sono stati aggiornati per riflettere la riduzione delle tariffe di perforazione nel lungo termine (a valle dei periodi di Piano) alla luce della recente revisione al ribasso delle previsioni sulle rate di perforazione elaborate da un analista di mercato.

Per gli anni successivi al quarto i flussi di cassa sono calcolati sulla base di un Terminal Value, determinato: (a) per le cash generating unit E&C Offshore, E&C Onshore, XSIGHT e Drilling Onshore sulla base del metodo della perpetuity applicando al flusso di cassa terminale "normalizzato" (per tenere conto delle dinamiche del business e/o della ciclicità del settore) un tasso di crescita di lungo periodo pari al 2%; (b) per la cash generating unit Leased FPSO Cidade de Vitoria e per i rig di perforazione mare, sulla base della vita economico-tecnica residua dei singoli asset, oppure, se precedente, sulla data di scadenza prevista dell'ultima manutenzione ciclica, considerando oltre l'orizzonte di piano: (i) rate di noleggio di lungo termine definite dalla divisione di riferimento e tenendo anche in considerazione le ultime informazioni disponibili dalle fonti interne ed esterne, inflazionate al 2% lungo il periodo di proiezione; (ii) giorni di inattività "normalizzati"; (iii) costi operativi sulla base dei valori dell'ultimo anno di piano inflazionati; (iv) investimenti e relativi giorni di fermo impianto per manutenzioni cicliche e sostituzioni stimati dalle divisioni sulla base del calendario prospettico per le manutenzioni cicliche e intermedie.

Come illustrato alla nota 2 "Stime contabili e giudizi significativi" , a seguito dell'adozione del nuovo orientamento strategico e della conseguente modifica del modello organizzativo (approvato dal Consiglio di Amministrazione nel mese di luglio 2018), l'aggiornamento della procedura di impairment test delle Cash Generating Unit del Gruppo ha comportato la modifica del processo di stima del tasso di attualizzazione utilizzato per la stima del value in use, prevedendo la determinazione di WACC differenziati per segmento di business, tali da riflettere i rischi specifici dei singoli segmenti di business a cui appartengono le CGU.

Il valore d'uso è stato quindi determinato attualizzando i flussi di cassa al netto delle imposte con un tasso di sconto, specifico per ciascun segmento di business, come riportato nella tabella seguente:

	WACC
(%)
E&C Offshore	9,0
E&C Onshore	8,9
XSIGHT	8,9
Leased FPSO	6,2
Drilling Offshore	7,5
Drilling Onshore	8,4
Tali tassi di sconto (WACC) riflettono l'apprezzamento da parte del mercato del valore finanziario del tempo e dei rischi sistema tici, nonché dei rischi specifici dell'attività delle singole CGU, non riflessi nelle stime dei flussi di cassa, e sono stati stimati, per cia scun segmento di business, tenendo conto: (i) di un costo del debito coerente con quello medio stimato nel quadriennio di Piano aggiustato per tener conto del credit spread, osservato sul mercato, relativo a un panel di operatori attivi nello specifico segmento

di business; (ii) del leverage medio, osservato sul mercato, relativo al medesimo panel di operatori (tenendo conto della capitalizzazione di Borsa di questi degli ultimi 6 mesi); (iii) del beta medio dei titoli delle società appartenenti al medesimo panel di riferimento su un orizzonte storico pluriennale. Il riferimento a flussi di cassa e a tassi di sconto al netto delle imposte è adottato in quanto produce risultati equivalenti a quelli derivanti da una valutazione con flussi di cassa e tassi di sconto ante imposte.

Le assunzioni adottate sono basate sull'esperienza passata del management e tengono conto degli attuali livelli dei tassi di interesse, dei rischi delle singole attività già inclusi nei flussi di cassa, nonché delle aspettative di crescita a lungo termine nei business. Il test di impairment ha determinato la necessità di: (i) ridurre il valore di iscrizione di 4 offshore rig (della divisione Drilling Offshore) per un valore complessivo pari a 196 milioni di euro e di (ii) ridurre il valore di iscrizione del goodwill associato alla CGU E&C Onshore per un valore pari a 60 milioni di euro (si veda nota 14 "Attività immateriali") .

Di seguito si riportano le sensitivity analysis relative alle 11 CGU riferite ai 10 mezzi di perforazione mare, a un mezzo di leased FPSO e alla CGU Drilling Onshore, mentre quella relativa alla CGU Engineering & Construction Offshore, CGU Engineering & Construction Onshore e CGU XSIGHT sono riportate nella nota 14 "Attività immateriali".

Sensitivity analysis delle CGU riferite ai 10 mezzi di perforazione mare e al mezzo di Leased FPSO

Le assunzioni più rilevanti ai fini della stima del valore recuperabile delle 11 cash generating unit riferite ai mezzi navali (10 di perforazione mare più un mezzo di leased FPSO) riguardano principalmente il risultato operativo delle cash generating unit (dipendente dalla combinazione di diversi fattori, tra cui le rate di noleggio delle navi e i tassi di cambio) e il tasso di attualizzazione dei flussi di cassa. Vengono di seguito analizzati gli effetti che la variazione nei parametri utilizzati per la stima produrrebbe sul valore recuperabile di tali cash generating unit:

incrementi del tasso di attualizzazione dell'1% determinerebbero un aumento delle svalutazioni pari a 124 milioni di euro;
decrementi del tasso di attualizzazione dell'1% determinerebbero una riduzione delle svalutazioni pari a 141 milioni di euro;
incrementi delle rate giornaliere di lungo termine del 10%, rispetto alle rate ipotizzate nei piani, determinerebbero una riduzione delle svalutazioni pari a 169 milioni di euro;
decrementi delle rate giornaliere di lungo termine del 10%, rispetto alle rate ipotizzate nei piani, determinerebbero un aumento delle svalutazioni pari a 294 milioni di euro;
un incremento del tasso di cambio euro/dollaro di 0,1 nel lungo termine, rispetto allo scenario ipotizzato nei piani, determinerebbe un aumento delle svalutazioni pari a 201 milioni di euro;
un decremento del tasso di cambio euro/dollaro di 0,1 nel lungo termine, rispetto allo scenario ipotizzato nei piani, determinerebbe una riduzione delle svalutazioni pari a 166 milioni di euro;
l'utilizzo, per la CGU FPSO Cidade de Vitoria, di un tasso di attualizzazione pari al 6,7%, basato sul WACC specifico del segmento di business Leased FPSO, ma inclusivo di un eventuale premio per il rischio addizionale legato al rischio Paese, determinerebbe una riduzione dell'headroom (che resterebbe comunque positivo) di 2 milioni di euro.

Sensitivity analysis sulla CGU Drilling Onshore

Con riferimento alla cash generating unit Drilling Onshore, l'eccedenza del valore recuperabile rispetto al corrispondente valore del capitale investito netto a essa riferito si azzera al verificarsi di variazioni nelle assunzioni di base pari, alternativamente, a:

una riduzione del 19% del risultato operativo, lungo tutto il periodo di piano e nella perpetuity;
l'utilizzo di un tasso di attualizzazione del 9,7%;
l'utilizzo di un tasso di crescita terminale dei flussi di cassa pari allo 0,4%.

Inoltre l'eccedenza del valore recuperabile, rispetto al valore del capitale investito netto riferito alla CGU Drilling Onshore, si ridurrebbe del 49% in caso di azzeramento dei flussi di cassa da capitale circolante.

Attività immateriali 14

Le attività immateriali di 693 milioni di euro (753 milioni di euro al 31 dicembre 2017) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	al 31.12.2017 Valore lordo	Fondo ammortamento e svalutazione al 31.12.2017	al 31.12.2017 Valore netto	Investimenti	Ammortamenti e svalutazioni	Differenze cambio	Altre variazioni	Saldo finale netto al 30.06.2018	Saldo finale lordo al 30.06.2018	Fondo ammortamento e svalutazione al 30.06.2018
Attività immateriali a vita utile definita	230	204	26	5	(4)	(2)	-	25	233	208
Totale attività immateriali a vita utile definita	230	204	26	5	(4)	(2)	-	25	233	208
Altre attività immateriali a vita utile indefinita	-	-	727	-	(60)	1	-	668	-	-
Totale attività immateriali	-	-	753	5	(64)	(1)	-	693	-	-
Il goodwill di 668 milioni di euro si riferisce principalmente alla differenza tra il prezzo di acquisto, comprensivo degli oneri acces sori, e il patrimonio netto di Saipem SA (629 milioni di euro), di Sofresid SA (21 milioni di euro) e del Gruppo Moss Maritime (13 mi lioni di euro), alle rispettive date di acquisizione del controllo.

Ai fini della determinazione del valore recuperabile, il goodwill è stato allocato nelle seguenti cash generating unit:

(milioni di euro)	31.12.2017	30.06.2018
E&C Offshore	403	403
E&C Onshore	291	231
XSIGHT	33	34
Totale	727	668

La variazione del goodwill complessivo rispetto al 31 dicembre 2017 è dovuta a: (i) una riduzione di valore, pari a 60 milioni di euro, del goodwill di Saipem SA allocato alla CGU E&C Onshore come esito del test di impairment; e (ii) all'aumento, pari a 1 milione di euro, del goodwill del Gruppo Moss Maritime per effetto della variazione del tasso di cambio.

Il valore recuperabile delle tre cash generating unit in oggetto, a cui è stato allocato il goodwill, è determinato sulla base del valore d'uso ottenuto attualizzando i flussi di cassa futuri generati da ciascuna delle cash generating unit in esame.

La base di previsione dei flussi di cassa, il tasso di sconto utilizzato, nonché il tasso di crescita terminale per la stima del valore recuperabile delle CGU a cui è allocato il goodwill, sono descritti nel paragrafo "Impairment" della nota 13 "Immobili, impianti e macchinari". La tabella seguente riporta le eccedenze del valore recuperabile delle cash generating unit Engineering & Construction Offshore, Engineering & Construction Onshore e XSIGHT rispetto ai corrispondenti valori di libro comprensivi del goodwill a esse riferito.

(milioni di euro)	Offshore	Onshore	XSIGHT	Totale
Goodwill ante impairment test	403	291	34	728
Eccedenza del valore recuperabile sul valore di libro	569	(60)	46	555
Goodwill post impairment test	403	231	34	668
Eccedenza residua sul valore di libro	569	-	46	615

Le assunzioni più rilevanti ai fini della stima del valore recuperabile di ciascuna CGU riguardano principalmente il relativo risultato operativo (dipendente dalla combinazione di diversi fattori quali, ad esempio, i volumi di attività, i prezzi di vendita dei servizi, la marginalità realizzata sui progetti, la struttura dei costi), il tasso di attualizzazione dei flussi di cassa, il tasso di crescita terminale degli stessi e l'evoluzione del capitale circolante. Vengono di seguito analizzati gli effetti delle variazioni di tali parametri sull'eccedenza del valore recuperabile rispetto ai valori di iscrizione (incluso il goodwill) per ciascuna delle tre CGU a cui è stato allocato il goodwill.

Sensitivity analysis sulla CGU Engineering & Construction Offshore

L'eccedenza del valore recuperabile della cash generating unit Engineering & Construction Offshore rispetto al corrispondente valore di libro comprensivo del goodwill a essa riferito si azzera al verificarsi di variazioni nelle assunzioni di base pari, alternativamente, a:

una riduzione del 20% del risultato operativo, lungo tutto il periodo di piano e nella perpetuity;
l'utilizzo di un tasso di attualizzazione del 10,6%;
l'utilizzo di un tasso di crescita terminale dei flussi di cassa pari allo 0,1%.

Inoltre l'eccedenza del valore recuperabile rispetto al valore del capitale investito netto riferito alla CGU Engineering & Construction Offshore si ridurrebbe del 94% nel caso si azzerassero i flussi di cassa da capitale circolante.

Sensitivity analysis sulla CGU Engineering & Construction Onshore

La svalutazione del goodwill allocato alla cash generating unit Engineering & Construction Onshore si azzera al verificarsi di variazioni nelle assunzioni di base pari, alternativamente, a:

aumento dell'11% del risultato operativo, lungo tutto il periodo di piano e nella perpetuity;
l'utilizzo di un tasso di attualizzazione dell'8,3%;
l'utilizzo di un tasso di crescita terminale dei flussi del 2,6%.

Inoltre la svalutazione del goodwill allocato alla CGU Engineering & Construction Onshore si azzererebbe nel caso si azzerassero i flussi di cassa da capitale circolante, ed emergerebbe un headroom positivo di oltre 500 milioni di euro.

Sensitivity analysis sulla CGU XSIGHT

L'eccedenza del valore recuperabile rispetto al valore di libro della cash generating unit XSIGHT, compreso il goodwill allocato, si azzera al verificarsi di variazioni nelle assunzioni di base pari, alternativamente, a:

una riduzione del 45% del risultato operativo, lungo tutto il periodo di piano e nella perpetuity;
l'utilizzo di un tasso di attualizzazione del 14,6%;
l'utilizzo di un tasso di crescita terminale dei flussi di cassa negativo.

Inoltre l'eccedenza del valore recuperabile rispetto al valore del capitale investito netto riferito alla CGU XSIGHT aumenterebbe nel caso si azzerassero i flussi di cassa da capitale circolante.

Partecipazioni 15

Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto di 121 milioni di euro (142 milioni di euro al 31 dicembre 2017) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	Valore iniziale netto	e sottoscrizioni Acquisizioni	e rimborsi Cessioni	al patrimonio netto da valutazione Quota di utili	al patrimonio netto Quota di perdite da valutazione	per dividendi Decremento	di consolidamento Variazione area	Differenze cambio da conversione	effetto a riserva Variazione con	Altre variazioni	Valore finale netto	Fondo svalutazione
31.12.2017
Partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate	148	25	(4)	8	(16)	(2)	-	(16)	-	(1)	142	-
Totale	148	25	(4)	8	(16)	(2)	-	(16)	-	(1)	142	-
30.06.2018
Partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate	142	-	-	8	(27)	(1)	-	3	-	(4)	121	-
Totale	142	-	-	8	(27)	(1)	-	3	-	(4)	121	-

Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto sono dettagliate nella nota 4 "Area di consolidamento al 30 giugno 2018".

I proventi da valutazione con il metodo del patrimonio netto di 8 milioni di euro, riguardano principalmente il risultato di periodo delle imprese collegate.

Gli oneri da valutazione con il metodo del patrimonio netto, pari a 27 milioni di euro, riguardano per 18 milioni di euro il risultato di periodo delle imprese joint venture e per 9 milioni di euro il risultato di periodo delle imprese collegate.

I decrementi per dividendi di 1 milione di euro riguardano principalmente la società SaiPar Drilling Co BV.

Il valore netto di iscrizione delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto si riferisce alle seguenti imprese:

(milioni di euro)	Partecipazione del Gruppo (%)	al 31.12.2017 Valore netto	al 30.06.2018 Valore netto
Rosetti Marino SpA	20,00	30	30
Petromar Lda	70,00	42	40
Altre		70	51
Totale partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto		142	121

Il totale delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto non include lo stanziamento del fondo copertura perdite, compreso nei fondi per rischi e oneri, di 31 milioni di euro (2 milioni di euro al 31 dicembre 2017).

Altre partecipazioni

Le altre partecipazioni sono pari a 1 milione di euro (1 milione di euro al 31 dicembre 2017) e si riferiscono alla valutazione al fair value (con imputazione degli effetti a patrimonio netto) delle società Nagarjuna Oil Refinery Ltd e Nagarjuna Fertilizers and Chemicals Ltd. La gerarchia del fair value è di livello 1.

Attività per imposte anticipate 16

Le attività per imposte anticipate di 271 milioni di euro (268 milioni di euro al 31 dicembre 2017) sono indicate al netto delle passività per imposte differite compensabili.

(milioni di euro)	31.12.2017	Accantonamenti (Utilizzi)	da conversione Differenze di cambio	Altre variazioni	30.06.2018
Attività per imposte anticipate	268	(22)	2	23	271
Totale	268	(22)	2	23	271
La voce "Altre variazioni", positiva per 23 milioni di euro, comprende: (i) la compensazione a livello di singola impresa delle impo ste anticipate con le passività per imposte differite (positiva per 16 milioni di euro); (ii) la rilevazione (positiva per 6 milioni di euro)

in contropartita alle riserve di patrimonio netto dell'effetto d'imposta correlato alla valutazione al fair value dei contratti derivati di copertura (cash flow hedge); (iii) altre variazioni (positive per 1 milione di euro). Le attività nette per imposte anticipate si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2017	30.06.2018
Imposte sul reddito differite	(169)	(146)
Imposte sul reddito anticipate compensabili	134	119
Passività nette per imposte differite	(35)	(27)
Attività per imposte anticipate non compensabili	268	271
Attività (passività) nette per imposte anticipate	233	244

Perdite fiscali

Le perdite fiscali ammontano a 3.213 milioni di euro (2.989 milioni di euro al 31 dicembre 2017), di cui 2.226 milioni di euro riportabili a nuovo illimitatamente. Il recupero fiscale corrisponde all'aliquota del 24% per le società italiane e a un'aliquota media del 26,7% per le società estere.

Le perdite fiscali sono riferibili principalmente a società estere e sono utilizzabili entro i seguenti esercizi:

	Italia	Estero
(milioni di euro)
2018	-	39
2019	-	26
2020	-	39
2021	-	49
2022	-	28
Oltre 2022	-	806
Illimitatamente	483	1.743
Totale	483	2.730

Le imposte sono indicate alla nota 45 "Imposte sul reddito".

Altre attività non correnti 17

Le altre attività non correnti di 86 milioni di euro (102 milioni di euro al 31 dicembre 2017) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2017	30.06.2018
Fair value su strumenti finanziari derivati	6	-
Altri crediti	15	16
Altre attività non correnti	81	70
Totale	102	86

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota 28 "Strumenti finanziari derivati".

Le altre attività non correnti includono prevalentemente costi di competenza di periodi futuri.

Le altre attività non correnti verso parti correlate sono dettagliate alla nota 49 "Rapporti con parti correlate".

Passività correnti

Passività finanziarie a breve termine 18

Le passività finanziarie a breve termine di 73 milioni di euro (120 milioni di euro al 31 dicembre 2017) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2017	30.06.2018
Banche	114	67
Altri finanziatori	6	6
Totale	120	73

Le passività finanziarie a breve termine diminuiscono di 47 milioni di euro. Le quote a breve di passività finanziarie a lungo termine di 77 milioni di euro (69 milioni di euro al 31 dicembre 2017) sono commentate alla nota 23 "Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine".

L'analisi dei debiti finanziari per società erogante, per valuta e tasso di interesse medio, è la seguente:

(milioni di euro)
			31.12.2017			30.06.2018
				Tasso %			Tasso %
Società erogante	Valuta	Importo	da	a	Importo	da	a
Terzi	Euro	50	0,05	0,05	1	0,00	0,00
Terzi	Dollaro USA	2	0,00	0,00	1	0,00	0,00
Terzi	Altre	68	variabile				71 variabile
Totale		120			73

Al 30 giugno 2018 Saipem dispone di linee di credito uncommitted non utilizzate per 383 milioni di euro (267 milioni di euro al 31 dicembre 2017). Le commissioni di mancato utilizzo non sono significative.

Le passività finanziarie a breve termine verso parti correlate sono dettagliate alla nota 49 "Rapporti con parti correlate".

Debiti commerciali, altri debiti e passività contrattuali 19

Debiti commerciali e altri debiti

I debiti commerciali e altri debiti di 2.441 milioni di euro (2.571 milioni di euro al 31 dicembre 2017) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2017	30.06.2018
Debiti commerciali	2.179	2.159
Altri debiti	392	282
Totale	2.571	2.441

I debiti commerciali di 2.159 milioni di euro diminuiscono di 20 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2017. I debiti commerciali e gli altri debiti verso parti correlate sono dettagliati alla nota 49 "Rapporti con parti correlate". Gli altri debiti di 282 milioni di euro si analizzano come segue:

31.12.2017 (milioni di euro)	30.06.2018
Debiti verso:
- personale 131	152
- istituti di previdenza e di sicurezza sociale 59	40
- compagnie di assicurazione 3	3
- consulenti e professionisti 4	3
- amministratori e sindaci 1	-
Altri debiti 194	84
Totale 392	282

La valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza.

Passività contrattuali

Le passività contrattuali di 1.463 milioni di euro (1.465 milioni di euro al 31 dicembre 2017) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2017	30.06.2018
Acconti e anticipi	1.465	1.463
Totale	1.465	1.463

Gli acconti e anticipi di 1.463 milioni di euro (1.465 milioni di euro al 31 dicembre 2017) riguardano principalmente rettifiche di ricavi fatturati su commesse pluriennali al fine di rispettare il principio della competenza economica e temporale, in applicazione del criterio di valutazione in base ai corrispettivi contrattuali maturati per 1.065 milioni di euro (984 milioni di euro al 31 dicembre 2017) e altri anticipi ricevuti dalla Capogruppo e da alcune controllate estere a fronte di contratti in corso di esecuzione per 398 milioni di euro (481 milioni di euro al 31 dicembre 2017).

Le passività contrattuali verso parti correlate sono dettagliate alla nota 49 "Rapporti con parti correlate".

Passività per imposte sul reddito correnti 20

Le passività per imposte sul reddito correnti di 74 milioni di euro (47 milioni di euro al 31 dicembre 2017) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2017	30.06.2018
Amministrazione finanziaria italiana	-	-
Amministrazioni finanziarie estere	47	74
Totale	47	74

Passività per altre imposte correnti 21

Le passività per altre imposte correnti di 212 milioni di euro (191 milioni di euro al 31 dicembre 2017) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2017	30.06.2018
Amministrazione finanziaria italiana	12	2
Amministrazioni finanziarie estere	179	210
Totale	191	212

Altre passività correnti 22

Le altre passività correnti di 132 milioni di euro (24 milioni di euro al 31 dicembre 2017) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2017	30.06.2018
Fair value su strumenti finanziari derivati	17	97
Altre passività	7	35
Totale	24	132

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota 28 "Strumenti finanziari derivati".

Le altre passività ammontano a 35 milioni di euro (7 milioni di euro al 31 dicembre 2017).

Le altre passività verso parti correlate sono dettagliate alla nota 49 "Rapporti con parti correlate".

Passività non correnti

Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine 23

Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve di passività a lungo termine, di 2.977 milioni di euro (2.998 milioni di euro al 31 dicembre 2017), si analizzano come segue:

		31.12.2017			30.06.2018
(milioni di euro)	Quote a breve termine	Quote a lungo termine	Totale	Quote a breve termine	Quote a lungo termine	Totale
Banche	33	941	974	47	910	957
Obbligazioni ordinarie	28	1.988	2.016	27	1.990	2.017
Altri finanziatori	8	-	8	3	-	3
Totale	69	2.929	2.998	77	2.900	2.977

Le passività finanziarie non correnti sono di seguito evidenziate con le relative scadenze:

(milioni di euro)

Tipo	Scadenza	2019	2020	2021	2022	Oltre	Totale
Banche	2019-2027	404	132	97	83	194	910
Obbligazioni ordinarie	2021-2025	-	-	498	498	994	1.990
Altri finanziatori	2019	-	-	-	-	-	-
Totale		404	132	595	581	1.188	2.900

Con riferimento ai pagamenti futuri contrattualmente dovuti le scadenze delle passività finanziarie a lungo termine si analizzano come di seguito indicato:

			Scadenza a lungo termine
(milioni di euro)	Valore contabile al	Scadenza a breve termine 30.06.2018 30.06.2019	Secondo semestre 2019	2020	2021	2022	2023		Totale pagamenti futuri al Oltre 30.06.2018
Banche	957	80	408	139	100	85	60	135	1.007
Obbligazioni ordinarie	2.017	-	-	-	500	500	500	500	2.000
Altri finanziatori	3	3	-	-	-	-	-	-	3
Totale	2.977	83	408	139	600	585	560	635	3.010

La differenza pari a 33 milioni di euro tra il valore delle passività finanziarie a lungo termine iscritto a bilancio al 30 giugno 2018 e il totale dei pagamenti futuri deriva dalla valutazione con il metodo del costo ammortizzato.

Le passività finanziarie a lungo termine di 2.900 milioni di euro diminuiscono di 29 milioni di euro rispetto al valore al 31 dicembre 2017 (2.929 milioni di euro).

L'analisi delle passività finanziarie a lungo termine, comprese le quote a breve termine, per erogante e per valuta con l'indicazione della scadenza e del tasso di interesse medio, è la seguente:

(milioni di euro)
				31.12.2017			30.06.2018
					Tasso %			Tasso %
Società erogante	Valuta	Scadenze	Importo	da	a	Importo	da	a
Terzi	Euro	2019-2027	2.998	0,90	4,10	2.977	0,90	4,10
Terzi	Real brasiliano	2018	-	-	-	-	-	-
Totale			2.998			2.977

Non ci sono passività finanziarie garantite da ipoteche e privilegi sui beni immobili di imprese consolidate e da pegni su titoli. Il valore di mercato delle passività finanziarie a lungo termine, comprensive della quota a breve termine, ammonta a 3.001 milioni di euro (3.066 milioni di euro al 31 dicembre 2017) ed è stato determinato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri adottando tassi di attualizzazione per le principali valute di finanziamento approssimativamente compresi tra i seguenti intervalli:

2017 (%)	2018
Euro 0,04-3,47	0,08-3,51

Il valore di mercato degli strumenti finanziari quotati è stato calcolato utilizzando il prezzo di Borsa al 30 giugno 2018.

La differenza del valore di mercato delle passività finanziarie a lungo termine rispetto al valore nominale risulta principalmente correlata alle emissioni obbligazionarie in essere alla data.

Al 30 giugno 2018 Saipem dispone di linee di credito committed non utilizzate per 1.786 milioni di euro (1.786 milioni di euro al 31 dicembre 2017). Le commissioni di mancato utilizzo non sono significative.

Le passività finanziarie a lungo termine verso parti correlate sono dettagliate alla nota 49 "Rapporti con parti correlate".

Analisi dell'indebitamento finanziario netto

L'analisi dell'indebitamento finanziario netto indicato nel "Commento ai risultati economico-finanziari" nella "Relazione intermedia sulla gestione" è la seguente:

		31.12.2017			30.06.2018
		Non			Non
(milioni di euro)	Correnti	correnti	Totale	Correnti	correnti	Totale
A. Disponibilità liquide ed equivalenti	1.751	-	1.751	1.655	-	1.655
B. Titoli disponibili per la vendita	69	-	69	68	-	68
C. Liquidità (A+B)	1.820	-	1.820	1.723	-	1.723
D. Crediti finanziari	2	-	2	2	-	2
E. Passività finanziarie a breve termine verso banche	114	-	114	67	-	67
F. Passività finanziarie a lungo termine verso banche	33	941	974	47	910	957
G. Passività finanziarie a breve termine verso entità correlate	-	-	-	-	-	-
H. Prestiti obbligazionari	28	1.988	2.016	27	1.990	2.017
I. Passività finanziarie a lungo termine verso entità correlate	-	-	-	-	-	-
L. Altre passività finanziarie a breve termine	6	-	6	6	-	6
M. Altre passività finanziarie a lungo termine	8	-	8	3	-	3
N. Indebitamento finanziario lordo (E+F+G+H+I+L+M)	189	2.929	3.118	150	2.900	3.050
O. Posizione finanziaria netta come da comunicazione
Consob n. DEM/6064293/2006 (N-C-D)	(1.633)	2.929	1.296	(1.575)	2.900	1.325
P. Crediti finanziari non correnti	-	-	-	-	-	-
Q. Indebitamento finanziario netto (O-P)	(1.633)	2.929	1.296	(1.575)	2.900	1.325

L'indebitamento finanziario netto include la passività finanziaria relativa al contratto di IRS, pari a 1 milione di euro, mentre non include il fair value su contratti derivati indicato nelle note 12 "Altre attività correnti", 17 "Altre attività non correnti", 22 "Altre passività correnti" e 27 "Altre passività non correnti".

Le disponibilità liquide includono 75 milioni di euro equivalenti depositati su conti correnti bloccati o depositi vincolati come indicato alla nota 6 "Disponibilità liquide ed equivalenti".

La variazione rispetto al saldo al 31 dicembre 2017, pari a 29 milioni di euro, è dovuta principalmente al cash flow operativo generato nell'esercizio.

In base alle nuove disposizioni dello IAS 7 in merito alla "Disclosure Initiative" di seguito si riporta la riconciliazione tra le variazioni delle passività finanziarie e il flusso da attività di finanziamento:

			Variazioni senza impatti sui flussi di cassa
(milioni di euro)	31.12.2017	Variazione dei flussi di cassa	Acquisizioni	Differenze cambio da conversione	Variazione del fair value	Altre variazioni non monetarie	30.06.2018
Passività finanziarie a breve termine	120	(50)	-	4	-	(1)	73
Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine	2.998	(21)	-	-	-	-	2.977
Totale passività nette derivanti da attività di finanziamento	3.118	(71)	-	4	-	(1)	3.050

Fondi per rischi e oneri 24

I fondi per rischi e oneri di 345 milioni di euro (340 milioni di euro al 31 dicembre 2017) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	Saldo iniziale	Accantonamenti	Utilizzi	Altre variazioni	Saldo finale
31.12.2017
Fondo per imposte	40	34	(3)	(2)	69
Fondo rischi per contenziosi	92	19	(32)	(5)	74
Fondo copertura perdite di imprese partecipate	2	1	-	(1)	2
Fondo spese contrattuali e perdite su commesse pluriennali	58	22	(46)	16	50
Fondo esodi agevolati	-	25	-	-	25
Altri fondi	76	104	(54)	(6)	120
Totale	268	205	(135)	2	340
30.06.2018
Fondo per imposte	69	2	(5)	-	66
Fondo rischi per contenziosi	74	21	(9)	(1)	85
Fondo copertura perdite di imprese partecipate	2	30	-	(1)	31
Fondo spese contrattuali e perdite su commesse pluriennali	50	3	(18)	-	35
Fondo esodi agevolati	25	-	(12)	-	13
Altri fondi	120	4	(9)	-	115
Totale	340	60	(53)	(2)	345

Il fondo per imposte di 66 milioni di euro si riferisce principalmente a situazioni di contenzioso con le autorità fiscali di Paesi esteri in corso, ovvero potenziali, anche in considerazione dei risultati di recenti accertamenti.

Il fondo rischi per contenziosi ammonta a 85 milioni di euro e si riferisce agli accantonamenti effettuati dalla Capogruppo e da alcune controllate estere a fronte di oneri derivanti da contenziosi in via di definizione.

Il fondo copertura perdite di imprese partecipate ammonta a 31 milioni di euro e accoglie le perdite delle imprese partecipate che eccedono il valore di carico della partecipazione.

Il fondo spese contrattuali e perdite su commesse pluriennali ammonta a 35 milioni di euro e si riferisce alla stima di perdite su commesse pluriennali del segmento Engineering & Construction Offshore e Onshore.

Il fondo esodi agevolati ammonta a 13 milioni di euro e si riferisce ad accantonamenti effettuati da controllate estere.

Gli altri fondi ammontano a 115 milioni di euro.

Per il dettaglio degli importi relativi ai progetti realizzati in Algeria si faccia riferimento alla nota 53 "Altre informazioni: Algeria".

Fondi per benefici ai dipendenti 25

I fondi per benefici ai dipendenti ammontano a 209 milioni di euro (199 milioni di euro al 31 dicembre 2017).

Passività per imposte differite 26

Le passività per imposte differite di 27 milioni di euro (35 milioni di euro al 31 dicembre 2017) sono indicate al netto delle attività per imposte anticipate compensabili che ammontano a 119 milioni di euro.

(milioni di euro)	31.12.2017	01.01.2018 adozione Effetto IFRS 9	Accantonamenti (Utilizzi)	da conversione Differenze di cambio	Altre variazioni	30.06.2018
Passività per imposte differite	35	(1)	(18)	-	11	27
Totale	35	(1)	(18)	-	11	27

La voce "Altre variazioni", positiva per 11 milioni di euro, comprende: (i) la compensazione a livello di singola impresa delle imposte anticipate con le passività per imposte differite (positiva per 16 milioni di euro); (ii) la rilevazione (negativa per 7 milioni di euro) in contropartita alle riserve di patrimonio netto dell'effetto d'imposta correlato alla valutazione al fair value dei contratti derivati di copertura (cash flow hedge); (iii) altre variazioni (positive per 2 milioni di euro).

L'analisi delle attività per imposte anticipate è indicata alla nota 16 "Attività per imposte anticipate".

Altre passività non correnti 27

Le altre passività non correnti di 10 milioni di euro (1 milione di euro al 31 dicembre 2017) si analizzano come segue:

31.12.2017 (milioni di euro)	30.06.2018
Fair value su strumenti finanziari derivati 1	10
Totale 1	10

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota 28 "Strumenti finanziari derivati".

Strumenti finanziari derivati 28

	31.12.2017		30.06.2018
(milioni di euro)	Fair value attivo	Fair value passivo	Fair value attivo	Fair value passivo
Contratti derivati qualificati di copertura
Contratti su tassi di interesse (componente Spot)
- acquisti	-	1	-	1
- vendite	-	-	-	-
Contratti a termine su valute (componente Spot)
- acquisti	3	7	4	4
- vendite	72	-	1	51
Contratti a termine su valute (componente Forward)
- acquisti	-	-	5	1
- vendite	(14)	2	-	18
Contratti a termine su merci (componente Forward)
- acquisti	2	-	2	1
- vendite	-	-	-	-
Totale contratti derivati qualificati di copertura	63	10	12	76
Contratti derivati non qualificati di copertura
Contratti a termine su valute (componente Spot)
- acquisti	1	10	5	2
- vendite	38	-	4	24
Contratti a termine su valute (componente Forward)
- acquisti	1	(1)	1	-
- vendite	(6)	-	(1)	6
Contratti a termine su merci (componente Forward)
- acquisti	-	-	-	-
- vendite	-	-	-	-
Totale contratti derivati non qualificati di copertura	34	9	9	32
Totale contratti derivati	97	19	21	108
Di cui:
- correnti	91	17	21	97
- non correnti (comprende IRS, nota 23 "Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine")	6	2	-	11

La gerarchia del fair value dei contratti derivati è di livello 2.

Gli impegni di acquisto e vendita su contratti derivati sono dettagliati come segue:

	31.12.2017			30.06.2018
(milioni di euro)	Attivo	Passivo	Attivo	Passivo
Impegni di acquisto
Contratti derivati qualificati di copertura:
- contratti su tassi di interesse	-	250	-	250
- contratti su valute	318	615	408	491
- contratti su merci	5	-	5	13
Contratti derivati non qualificati di copertura:
- contratti su valute	222	734	227	282
	545	1.599	640	1.036
Impegni di vendita
Contratti derivati qualificati di copertura:
- contratti su valute	1.975	285	89	1.921
Contratti derivati non qualificati di copertura:
- contratti su valute	1.304	71	509	1.356
	3.279	356	598	3.277

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è stato determinato considerando modelli di valutazione diffusi in ambito finanziario e i parametri di mercato (tassi di cambio e tassi di interesse) alla data di chiusura del periodo.

Il fair value delle operazioni a termine (outright, forward e currency swap) è stato determinato confrontando il valore attuale netto alle condizioni negoziali delle operazioni in essere al 30 giugno 2018 con il valore attuale ricalcolato alle condizioni quotate dal mercato alla data di chiusura del periodo. Il modello utilizzato è quello del Valore Attuale Netto (VAN); i parametri sono il tasso di cambio spot negoziale e quello alla chiusura del periodo con le relative curve dei tassi di interesse a termine sulle valute negoziate.

Il fair value relativo all'IRS, pari a una passività di 1 milione di euro (1 milione di euro al 31 dicembre 2017), è classificato nella nota 23 "Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine". Il fair value degli interest rate swap è stato calcolato confrontando il valore attuale netto alle condizioni negoziali delle operazioni in essere al 30 giugno 2018 con il valore attuale ricalcolato alle condizioni quotate dal mercato alla data di chiusura dell'esercizio. Il modello utilizzato è il Valore Attuale Netto (VAN), con parametri i tassi di interesse EUR a termine.

Le operazioni di copertura cash flow hedge riguardano operazioni di acquisto o vendita a termine (outright, forward e currency swap).

La rilevazione degli effetti sul conto economico e il realizzo dei flussi economici delle transazioni future altamente probabili oggetto di copertura al 30 giugno 2018 sono previsti in un arco temporale fino al 2019.

Nel corso del primo semestre del 2018 non vi sono stati casi significativi in cui, a fronte di operazioni qualificate precedentemente come di copertura, la realizzazione dell'oggetto della copertura non sia stata più considerata altamente probabile.

Il fair value attivo su contratti derivati qualificati di copertura al 30 giugno 2018 ammonta a 12 milioni di euro (63 milioni di euro al 31 dicembre 2017). A fronte di tali derivati, la componente spot, pari a 5 milioni di euro (75 milioni di euro al 31 dicembre 2017), è stata sospesa nella riserva di hedging per un importo di 3 milioni di euro (64 milioni di euro al 31 dicembre 2017) e contabilizzata nei proventi e oneri finanziari per 2 milioni di euro (11 milioni di euro al 31 dicembre 2017), mentre la componente forward, non designata come strumento di copertura, è stata contabilizzata nei proventi e oneri finanziari per 5 milioni di euro (-14 milioni di euro al 31 dicembre 2017).

Relativamente ai contratti su merci la componente forward di 2 milioni di euro (2 milioni di euro al 31 dicembre 2017) è stata sospesa nella riserva di hedging per un importo di 1 milione di euro (2 milioni di euro al 31 dicembre 2017) e contabilizzata nei proventi e oneri operativi per 1 milione di euro.

Il fair value passivo su contratti derivati qualificati di copertura al 30 giugno 2018, indicato alla nota 22 "Altre passività correnti", ammonta a 76 milioni di euro (10 milioni di euro al 31 dicembre 2017). A fronte di tali derivati, la componente spot, pari a 55 milioni di euro, è stata sospesa nella riserva di hedging per un importo di 61 milioni di euro (7 milioni di euro al 31 dicembre 2017), e contabilizzata nei proventi e oneri finanziari per -6 milioni di euro, mentre la componente forward è stata contabilizzata nei proventi e oneri finanziari per 19 milioni di euro (2 milioni di euro al 31 dicembre 2017).

Relativamente ai contratti su merci la componente forward di 1 milione di euro è stata sospesa nella riserva di hedging.

Nel corso del primo semestre del 2018 i costi e i ricavi della gestione caratteristica sono stati rettificati per un importo netto positivo di 18 milioni di euro a fronte delle coperture effettuate.

Patrimonio netto

Capitale e riserve di terzi azionisti 29

Il capitale e riserve di terzi azionisti ammonta al 30 giugno 2018 a 59 milioni di euro (41 milioni di euro al 31 dicembre 2017).

Patrimonio netto di Saipem 30

Il patrimonio netto di Saipem ammonta al 30 giugno 2018 a 4.140 milioni di euro (4.558 milioni di euro al 31 dicembre 2017) e si analizza come segue:

(milioni di euro)	31.12.2017	30.06.2018
Capitale sociale	2.191	2.191
Riserva sopraprezzo delle azioni	1.049	553
Riserva legale	88	88
Riserva partecipazioni valutate al fair value	1	1
Riserva per cash flow hedge	41	(26)
Riserva di fair value strumenti finanziari disponibili per la vendita	(1)	(2)
Riserva per differenze di cambio	(154)	(128)
Riserva benefici definiti per dipendenti	(21)	(21)
Altre	2	2
Utili relativi a esercizi precedenti	1.786	1.900
Utile (perdita) dell'esercizio	(328)	(323)
Riserva negativa per azioni proprie in portafoglio	(96)	(95)
Totale	4.558	4.140

Il patrimonio netto di Saipem al 30 giugno 2018 comprende riserve distribuibili per 1.440 milioni di euro. Alcune di queste riserve sono soggette a tassazione in caso di distribuzione; il relativo onere d'imposta è stanziato limitatamente alle riserve potenzialmente distribuibili per 7 milioni di euro.

Capitale sociale 31

Al 30 giugno 2018 il capitale sociale di Saipem SpA, interamente versato, ammonta a 2.191 milioni di euro, corrispondente a 1.010.977.439 azioni tutte prive dell'indicazione del valore nominale, di cui 1.010.966.841 azioni ordinarie e 10.598 azioni di risparmio.

Riserva sopraprezzo delle azioni 32

Ammonta al 30 giugno 2018 a 553 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2017 (1.049 milioni di euro) e si decrementa di 496 milioni di euro a seguito del ripianamento della perdita dell'esercizio 2017 di Saipem SpA.

Altre riserve 33

Le altre riserve al 30 giugno 2018 sono negative per 86 milioni di euro (-44 milioni di euro al 31 dicembre 2017) e si compongono come segue:

(milioni di euro)	31.12.2017	30.06.2018
Riserva legale	88	88
Riserva partecipazioni valutate al fair value	1	1
Riserva per cash flow hedge	41	(26)
Riserva di fair value strumenti finanziari disponibili per la vendita	(1)	(2)
Riserva per differenze di cambio	(154)	(128)
Riserva benefici definiti per dipendenti	(21)	(21)
Altre	2	2
Totale	(44)	(86)

Riserva legale

Ammonta al 30 giugno 2018 a 88 milioni di euro e rappresenta la parte di utili della Capogruppo Saipem SpA che, secondo quanto disposto dall'art. 2430 del codice civile, non può essere distribuita a titolo di dividendo.

Riserva partecipazioni valutate al fair value

La riserva positiva per 1 milione di euro comprende la variazione al fair value delle partecipazioni Nagarjuna Oil Refinery Ltd e Nagarjuna Fertilizers and Chemicals Ltd.

Riserva per cash flow hedge

La riserva è negativa per 26 milioni di euro (positiva per 41 milioni di euro al 31 dicembre 2017) e riguarda la valutazione al fair value dei contratti di copertura dei tassi di interesse, dei contratti di copertura del rischio commodity e della componente "spot" dei contratti di copertura del rischio di cambio in essere al 30 giugno 2018.

La riserva per cash flow hedge è esposta al netto dell'effetto fiscale di 3 milioni di euro (10 milioni di euro al 31 dicembre 2017).

Riserva di fair value strumenti finanziari disponibili per la vendita

La riserva negativa per 2 milioni di euro comprende il fair value di strumenti finanziari disponibili per la vendita.

Riserva per differenze di cambio

La riserva è negativa per 128 milioni di euro (negativa per 154 milioni di euro al 31 dicembre 2017) e riguarda le differenze cambio da conversione in euro dei bilanci espressi in moneta diversa dall'euro (principalmente il dollaro USA).

Riserva benefici definiti per dipendenti

La riserva è negativa per 21 milioni di euro (negativa per 21 milioni di euro al 31 dicembre 2017) e accoglie le rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti. La riserva è esposta al netto dell'effetto fiscale.

Altre

La voce ammonta a 2 milioni di euro (2 milioni di euro al 31 dicembre 2017). Al 30 giugno rimane in essere solo la riserva di rivalutazione costituita dal saldo attivo di rivalutazione conseguente l'applicazione della legge n. 413 del 30 dicembre 1991, art. 26. In caso di distribuzione, il 5% della riserva concorre a formare il reddito imponibile della Società ed è soggetto all'aliquota del 24%.

Riserva negativa per azioni proprie in portafoglio 34

La riserva negativa ammonta a 95 milioni di euro (96 milioni di euro al 31 dicembre 2017) e accoglie il valore delle azioni proprie destinate all'attuazione dei piani di stock grant a beneficio dei dirigenti del Gruppo. Il dettaglio delle azioni proprie è il seguente:

	Numero azioni	Costo medio (euro)	(milioni di euro) complessivo Costo	Capitale sociale (%)
Azioni proprie in portafoglio al 1˚ gennaio 2018	14.943.059	6,446	96	1,48
Acquisti anno 2018	-	-	-	-
Assegnazione stock grant 2017	124.239	-	(1)	-
Azioni proprie in portafoglio al 30 giugno 2018	14.818.820	6,446	95	1,47

Il capitale sociale al 30 giugno 2018 ammonta a 2.191.384.693 euro. Alla stessa data le azioni in circolazione sono 996.158.619.

Garanzie, impegni e rischi 35

Garanzie

Le garanzie ammontano a 5.565 milioni di euro (5.525 milioni di euro al 31 dicembre 2017), così suddivise:

		31.12.2017		30.06.2018
(milioni di euro)	Fidejussioni	Altre garanzie personali	Totale	Fidejussioni	Altre garanzie personali	Totale
Imprese joint venture e collegate	207	56	263	207	56	263
Imprese consolidate	47	720	767	46	513	559
Proprie	-	4.495	4.495	-	4.743	4.743
Totale	254	5.271	5.525	253	5.312	5.565

Le altre garanzie personali prestate nell'interesse di imprese consolidate ammontano a 513 milioni di euro (720 milioni di euro al 31 dicembre 2017) e riguardano contratti autonomi rilasciati a terzi principalmente a fronte di partecipazioni a gare d'appalto e rispetto degli accordi contrattuali.

Le garanzie verso e/o tramite parti correlate sono dettagliate alla nota 49 "Rapporti con parti correlate".

Per il dettaglio degli importi relativi ai progetti realizzati in Algeria si faccia riferimento alla nota 53 "Altre informazioni: Algeria".

Impegni

Sono stati assunti dalla Capogruppo impegni verso i committenti e/o altri beneficiari (istituzioni finanziarie e assicurative, agenzie di esportazione ECA) ad adempiere le obbligazioni, assunte contrattualmente dalla stessa e/o da imprese controllate e collegate aggiudicatarie di appalti, in caso di inadempimento di quest'ultime, nonché a rifondere eventuali danni derivanti da tali inadempienze.

Tali impegni, che comportano l'assunzione di un obbligo di fare, garantiscono contratti il cui valore globale ammonta a 45.611 milioni di euro (46.336 milioni di euro al 31 dicembre 2017), comprensivo sia della parte di lavori già eseguiti sia della quota parte del portafoglio ordini residuo al 30 giugno 2018.

Le obbligazioni di rimborso dei finanziamenti bancari concessi alle società del Gruppo Saipem sono generalmente assistite da garanzie rilasciate dalla capogruppo Saipem SpA e da altre società del Gruppo. Le obbligazioni di rimborso delle emissioni obbligazionarie del Gruppo sono assistite da garanzie rilasciate dalla capogruppo Saipem SpA e da altre società del Gruppo.

Gestione dei rischi

Le politiche di gestione e monitoraggio dei principali fattori dei rischi di impresa sono indicati nel paragrafo "Gestione dei rischi d'impresa" della "Relazione intermedia sulla gestione".

Contenziosi

Il Gruppo è parte in procedimenti giudiziari. La valutazione dei fondi rischi appostati è effettuata sulla base delle informazioni disponibili alla data, tenuto conto degli elementi di valutazione acquisiti da parte dei consulenti esterni che assistono la Società. In relazione ai procedimenti penali le informazioni disponibili per la valutazione della Società non possono, per loro natura, essere complete, stante il segreto istruttorio che caratterizza i procedimenti in questione. Di seguito è indicata una sintesi dei procedimenti giudiziari più significativi.

Algeria

Le indagini in Italia: il 4 febbraio 2011 era pervenuta dalla Procura della Repubblica di Milano, tramite Eni, una "Richiesta di consegna" ai sensi dell'art. 248 del codice di procedura penale. Nel provvedimento veniva richiesta la trasmissione, con riferimento ad asserite ipotesi di reato di corruzione internazionale, di documentazione relativa ad attività di società del Gruppo Saipem in Algeria. Il reato di "corruzione internazionale" menzionato nella "Richiesta di consegna" è una delle fattispecie previste nel campo di applicazione del decreto legislativo 8 giugno 2001, n. 231, in merito alla responsabilità diretta degli enti collettivi per determinati reati compiuti da propri dipendenti.

Al fine di adempiere, tempestivamente, alla richiesta della Procura, è stata avviata la raccolta della documentazione e, il 16 febbraio 2011, Saipem ha proceduto al deposito di quanto richiesto.

Il 22 novembre 2012 la Procura della Repubblica presso il Tribunale di Milano ha notificato a Saipem un'informativa di garanzia per asserito illecito amministrativo relativo al reato di corruzione internazionale ex art. 25, comma 2 e 3, D.Lgs. n. 231/2001, unitamente a una richiesta di consegna di documentazione in merito ad alcuni contratti relativi ad attività in Algeria. A tale richiesta sono seguite le notifiche a Saipem di un "Decreto di sequestro" il 30 novembre 2012, due ulteriori "Richieste di consegna" il 18 dicembre 2012 e il 25 febbraio 2013, e un decreto di perquisizione il 16 gennaio 2013.

Il 7 febbraio 2013 è stata effettuata una perquisizione, anche presso gli uffici di Eni SpA, al fine di acquisire ulteriore documentazione in relazione a contratti di intermediazione e ad alcuni contratti con fornitori stipulati da Saipem in connessione con i progetti algerini. L'indagine ha ad oggetto presunte ipotesi corruttive che, secondo la Procura della Repubblica di Milano, si sarebbero verificate fino a epoca successiva al marzo 2010, relativamente ad alcuni contratti che la Società ha acquisito in Algeria.

Nell'ambito di tale procedimento risultano coinvolti, tra gli altri, alcuni ex dipendenti della Società (tra i quali in particolare l'ex Vice Presidente e Amministratore Delegato-CEO, l'ex Chief Operating Officer della Business Unit Engineering & Construction e l'ex Chief Financial Officer). La Società ha fornito in ogni occasione piena collaborazione all'ufficio della Procura. Saipem ha tempestivamente posto in essere interventi di forte discontinuità gestionale e amministrativa, indipendentemente dagli eventuali profili di responsabilità che potrebbero evidenziarsi nel corso del procedimento. Saipem ha provveduto, d'accordo con gli organi di controllo interni e l'Organismo di Vigilanza della Società e previa informativa alla Procura, ad avviare una verifica sui contratti oggetto dell'indagine, incaricando a tal fine uno studio legale esterno. Il Consiglio di Amministrazione il 17 luglio 2013 ha esaminato le conclusioni raggiunte dai consulenti esterni all'esito di un'attività d'indagine interna svolta in relazione ad alcuni contratti di intermediazione e subappalto relativi a progetti algerini. L'indagine interna si è basata sull'esame di documenti e su interviste di personale della Società e di altre società del Gruppo, a esclusione dei soggetti che, per quanto a conoscenza della Società, sarebbero direttamente coinvolti nell'indagine penale, per non interferire nelle attività investigative della Procura. Il Consiglio, confermando la massima collaborazione con gli organi inquirenti, ha deliberato di trasmettere l'esito dell'attività dei consulenti esterni alla Procura della Repubblica di Milano, per ogni opportuna valutazione e iniziativa di competenza nel più ampio contesto dell'indagine in corso. I consulenti hanno riferito al Consiglio: (i) di non aver rinvenuto evidenza di pagamenti a pubblici ufficiali algerini per il tramite dei contratti di intermediazione o di subappalto esaminati; (ii) di aver rilevato violazioni, lesive degli interessi della Società, di regole interne e procedure – all'epoca in vigore – relative all'approvazione e alla gestione dei contratti di intermediazione e di subappalto esaminati e ad altre attività svolte in Algeria.

Il Consiglio ha deliberato di avviare azioni giudiziarie a tutela degli interessi della Società nei confronti di alcuni ex dipendenti e fornitori, riservandosi ogni ulteriore azione, ove emergessero nuovi elementi.

Il 14 giugno 2013, 8 gennaio e 23 luglio 2014 la Procura della Repubblica di Milano ha notificato le "Richieste di proroga" delle indagini preliminari. Il 24 ottobre 2014 è stata notificata una richiesta di incidente probatorio, avanzata dalla Procura della Repubblica di Milano, avente a oggetto l'interrogatorio dell'ex Chief Operating Officer della Business Unit Engineering & Construction di Saipem e di un ulteriore ex dirigente di Saipem, entrambi indagati nel procedimento penale. A seguito dell'accoglimento della richiesta, il Giudice per le Indagini Preliminari di Milano ha fissato le udienze dell'1 e 2 dicembre 2014. Il 15 gennaio 2015 la Procura della Repubblica di Milano ha notificato presso lo studio del difensore di Saipem SpA l'avviso di conclusione delle indagini preliminari ex art. 415-bis del codice di procedura penale. Lo stesso provvedimento è stato notificato, oltre che a Saipem SpA, a 8 persone fisiche e alla persona giuridica Eni SpA. L'avviso, oltre alla fattispecie di reato già ipotizzata dalla Procura (corruzione internazionale), menziona come fattispecie delittuosa ipotizzata a carico di 7 persone fisiche, anche la violazione dell'art. 3 del decreto legislativo 10 marzo 2000, n. 74 ("dichiarazione fraudolenta"), in relazione alla registrazione nella contabilità Saipem SpA di "costi di intermediazione derivanti dal contratto agency agreement con Pearl Partners sottoscritto in data 17 ottobre 2007, nonché dall''Addendum n. 1 to the agency agreement' sottoscritto in data 12 agosto 2009" con asserita conseguente indicazione "nelle dichiarazioni consolidate nazionali di Saipem SpA [di] elementi attivi per un ammontare inferiore a quello effettivo, come segue: anno 2008: -85.935.000 euro; anno 2009: -54.385.926 euro".

Il processo penale in Italia: il 26 febbraio 2015 il Giudice dell'Udienza Preliminare di Milano ha notificato presso lo studio del difensore di Saipem SpA l'avviso di fissazione dell'udienza preliminare unitamente alla richiesta di rinvio a giudizio formulata dalla Procura di Milano l'11 febbraio 2015. Lo stesso provvedimento è stato notificato, oltre che a Saipem SpA, a 8 persone fisiche e alla persona giuridica Eni SpA. Il Giudice dell'Udienza Preliminare ha fissato l'udienza per il giorno 13 maggio 2015. Nel corso di tale udienza l'Agenzia delle Entrate si è costituita parte civile nel procedimento, mentre altre richieste di costituzione di parte civile sono state respinte.

Il 2 ottobre 2015 il Giudice dell'Udienza Preliminare ha rigettato le questioni di incostituzionalità e relative alla prescrizione presentate dalle difese e ha pronunciato i seguenti provvedimenti:

(i) sentenza di non doversi procedere per difetto di giurisdizione nei confronti di un imputato;
(ii) sentenza di non luogo a procedere nei confronti di tutti gli imputati relativamente all'ipotesi che il pagamento delle commissioni per il progetto MLE da parte di Saipem (circa 41 milioni di euro) possa essere servito per consentire a Eni di acquisire i consensi ministeriali algerini per l'acquisizione di First Calgary e per l'estensione di un giacimento in Algeria (CAFC). Tale provvedimento contiene anche la decisione di proscioglimento di Eni, dell'ex Amministratore Delegato-CEO di Eni e di un dirigente Eni relativamente a ogni altra ipotesi di reato;
(iii) decreto che dispone il giudizio, tra gli altri, per Saipem e per 3 ex dipendenti di Saipem (l'ex Vice Presidente e Amministratore Delegato-CEO, l'ex Chief Operating Officer della Business Unit Engineering & Construction e l'ex Chief Financial Officer) con riferimento all'accusa di corruzione internazionale formulata dalla Procura secondo la quale gli stessi imputati avrebbero concorso a consentire, sulla base di criteri di mero favoritismo, l'aggiudicazione a Saipem di 7 contratti in Algeria. Per le sole persone fisiche (non per Saipem) il rinvio a giudizio è stato pronunciato anche con riferimento all'ipotesi di dichiarazione fraudolenta (reato fiscale) promossa dalla Procura.

Nella medesima data, all'esito dell'udienza relativa a uno stralcio del procedimento principale, il Giudice dell'Udienza Preliminare di Milano ha pronunciato sentenza di patteggiamento ex art. 444 c.p.p. per un ex dirigente di Saipem SpA.

Avverso i primi due provvedimenti la Procura della Repubblica presso il Tribunale di Milano e la Procura Generale presso la Corte d'Appello di Milano hanno proposto il 17 novembre 2015 ricorso in Cassazione. Il 24 febbraio 2016 la Corte di Cassazione, accogliendo il ricorso presentato dalla Procura di Milano, ha disposto la trasmissione degli atti a un nuovo Giudice per l'Udienza Preliminare presso il Tribunale di Milano, per la celebrazione di una nuova Udienza Preliminare.

Con riferimento a tale filone del procedimento (cd. "filone Eni"), in data 27 luglio 2016 il nuovo Giudice per l'Udienza Preliminare ha disposto il rinvio a giudizio di tutti gli imputati.

L'11 novembre 2015, in occasione della pubblicazione del report di responsabilità sociale 2015 della Procura di Milano, è stato reso noto che: "recentemente è stato posto in esecuzione un provvedimento di sequestro preventivo del GIP di Milano fino all'ammontare di 250 milioni di euro su beni degli imputati. Il provvedimento conferma il blocco già disposto da autorità estere di somme liquide su conti bancari di Singapore, Hong Kong, Svizzera e Lussemburgo per un importo totale superiore a 100 milioni di euro". Saipem non risulta destinataria di alcuna di tali misure; si è appreso, comunque, che i sequestri hanno colpito beni personali dell'ex Chief Operating Officer della Società e di altri due imputati.

Parallelamente, a seguito del decreto che dispone il giudizio pronunciato il 2 ottobre 2015 dal Giudice dell'Udienza Preliminare, il 2 dicembre 2015 si è tenuta la prima udienza avanti il Tribunale di Milano nel procedimento del cd. "filone Saipem". Nel corso di tale udienza Sonatrach ha chiesto di costituirsi parte civile nei confronti delle sole persone fisiche imputate. Anche il Movimento cittadini algerini d'Italia e d'Europa ha presentato richiesta di costituzione di parte civile. L'Agenzia delle Entrate ha confermato la richiesta di parte civile nei confronti delle sole persone fisiche imputate di dichiarazione fraudolenta. All'udienza del 25 gennaio 2016 il Tribunale di Milano ha rigettato la richiesta di costituzione di parte civile di Sonatrach e del Movimento cittadini algerini d'Italia e d'Europa. Il Tribunale ha rinviato all'udienza del 29 febbraio 2016 riservandosi di merito alla decisione sulle eccezioni di nullità relative al decreto di rinvio a giudizio fatte valere dagli imputati.

All'udienza del 29 febbraio 2016 il Tribunale ha riunito il procedimento con altro pendente nei confronti di un unico imputato persona fisica (nei cui confronti Sonatrach si è costituita parte civile) e ha rigettato le eccezioni di nullità del decreto di rinvio a giudizio, invitando la Procura a riformulare il capo d'imputazione relativamente a un imputato, rinviando il procedimento al 21 marzo 2016. Il Tribunale poi ha rinviato il procedimento all'udienza del 5 dicembre 2016, al fine di valutare la riunione con il procedimento descritto in precedenza (cd. "filone Eni") per il quale in data 27 luglio 2016 il Giudice per l'Udienza Preliminare ha disposto il rinvio a giudizio di tutti gli imputati.

Con provvedimento del 28 dicembre 2016 il Presidente del Tribunale di Milano ha autorizzato la richiesta di astensione del Presidente del Collegio giudicante.

All'udienza del 16 gennaio 2017 i due procedimenti (cd. "filone Saipem" e cd. "filone Eni") sono stati riuniti dinanzi a un nuovo Collegio nominato il 30 dicembre 2016.

Esaurita l'istruttoria dibattimentale con l'udienza del 12 febbraio 2018, nelle successive udienze del 19 febbraio 2018 e del 26 febbraio 2018 si è tenuta la requisitoria del Pubblico Ministero.

Ritenute preliminarmente non concedibili agli imputati le attenuanti generiche e, di contro, ritenuta sussistente l'aggravante del reato transnazionale, il Pubblico Ministero ha formulato le proprie richieste di pena nei confronti delle persone fisiche imputate.

Per quanto riguarda Saipem SpA ed Eni SpA il Pubblico Ministero ha avanzato una richiesta di condanna alla sanzione pecuniaria di 900.000 euro, per ciascuna società. Inoltre, il Pubblico Ministero ha chiesto l'applicazione della "confisca per equivalente di quanto in sequestro", relativamente ad alcuni sequestri eseguiti in precedenza nei confronti di alcune persone fisiche imputate. La richiesta di applicazione della confisca non riguarda, quindi, Saipem SpA.

All'udienza del 5 marzo 2018:

(i) l'Agenzia delle Entrate ha domandato la condanna delle sole persone fisiche imputate così come richiesta dal Pubblico Ministero con la condanna delle sole persone fisiche imputate al risarcimento del danno patrimoniale e non patrimoniale a favore dell'Agenzia delle Entrate da liquidarsi in via equitativa e con una provvisionale di 10 milioni di euro;
(ii) Sonatrach ha chiesto la condanna dell'imputato Samyr Ourayed con la condanna di quest'ultimo al risarcimento del danno da liquidarsi in via equitativa.

Sono in corso le udienze dedicate alla discussione da parte delle difese e alle repliche del Pubblico Ministero e delle difese che, allo stato, è previsto si concludano il 19 settembre 2018.

Richiesta di documenti da parte del Department of Justice statunitense: su richiesta del Department of Justice statunitense ("DoJ"), Saipem SpA nel 2013 ha stipulato un cosiddetto "tolling agreement" che estende di 6 mesi il termine di prescrizione applicabile a eventuali violazioni di leggi federali degli Stati Uniti in relazione ad attività pregresse di Saipem e relative subsidiary. Il "tolling agreement", rinnovato fino al 29 novembre 2015, non costituisce un'ammissione da parte di Saipem SpA di aver compiuto alcun illecito, né di essere soggetta alla giurisdizione degli Stati Uniti ai fini di qualsivoglia indagine o procedimento. Saipem ha inteso quindi offrire collaborazione anche nel contesto degli accertamenti da parte del Department of Justice che il 10 aprile 2014 ha formulato una richiesta di documenti relativi alle attività pregresse del Gruppo Saipem in Algeria, richiesta alla quale Saipem ha fornito riscontro. Il 29 novembre 2015 il "tolling agreement" è scaduto e, allo stato, non è pervenuta da parte del Department of Justice alcuna richiesta di proroga.

Il procedimento in Algeria: in Algeria nel 2010 è stato avviato un procedimento che ha a oggetto diverse fattispecie e coinvolge a diverso titolo 19 indagati (cd. "inchiesta Sonatrach 1"). Société nationale pour la recherche, la production, le transport, la transformation et la commercialisation des hydrocarbures SpA ("Sonatrach") si è costituita parte civile in tale procedimento e anche il Tresor Public algerino ha formulato analoga richiesta.

Anche la società algerina Saipem Contracting Algérie SpA ("Saipem Contracting Algérie") è parte in tale procedimento in relazione alle modalità di assegnazione del contratto GK3 da parte di Sonatrach. In relazione a tale procedimento alcuni conti correnti in valuta locale di Saipem Contracting Algérie sono stati bloccati.

In particolare nel 2012, in occasione di rinvio alla "Chambre d'accusation" presso la Corte di Algeri, Saipem Contracting Algérie ha ricevuto una comunicazione che formalizzava l'esistenza di un'indagine nei suoi confronti, relativa a un'asserita maggiorazione dei prezzi in occasione dell'aggiudicazione di contratti conclusi con una società pubblica a carattere industriale e commerciale beneficiando dell'autorità o influenza di rappresentanti di tale organismo. Il contratto GK3 era stato assegnato nel giugno 2009 per un importo equivalente (al cambio in essere al momento dell'assegnazione del contratto) a circa 433,5 milioni di euro.

All'inizio del 2013 la "Chambre d'accusation" ha pronunciato il rinvio a giudizio di Saipem Contracting Algérie e confermato il predetto blocco dei conti correnti. Secondo la tesi accusatoria il prezzo offerto sarebbe stato superiore per una percentuale fino al 60% al prezzo di mercato; secondo la tesi accusatoria tale asserita maggiorazione rispetto al prezzo di mercato si sarebbe ridotta a una percentuale fino al 45% del prezzo contrattuale di assegnazione, a seguito dello sconto negoziato tra le parti successivamente all'offerta. Nel mese di aprile 2013 e nel mese di ottobre 2014 la Corte Suprema algerina ha rigettato la richiesta di sblocco dei conti correnti che Saipem Contracting Algérie aveva presentato sin dal 2010. Gli atti sono stati quindi trasmessi al Tribunale di Algeri che, all'udienza del 15 marzo 2015, ha rinviato il procedimento all'udienza del 7 giugno 2015, nel corso della quale, stante l'assenza di alcuni testimoni, il Tribunale ha rinviato d'ufficio il processo a una sessione penale. All'udienza fissata per il 27 dicembre 2015 il processo ha avuto inizio. All'udienza del 20 gennaio 2016 la Procura della Repubblica di Algeri ha chiesto la condanna di tutti i 19 soggetti incolpati nei cui confronti è in corso il processo "Sonatrach 1".

Quanto a Saipem Contracting Algérie, la Procura della Repubblica di Algeri ha chiesto la condanna della stessa società all'ammenda di 5 milioni di dinari algerini (pari al cambio attuale a circa 43.000 euro).

La Procura della Repubblica di Algeri ha chiesto, inoltre, la condanna alla confisca del profitto asseritamente conseguito, nella misura che sarà eventualmente accertata dal Tribunale, tutti i 19 soggetti incolpati di cui è stata chiesta la condanna (tra i quali Saipem Contracting Algérie).

Per la fattispecie contestata a Saipem Contracting Algérie, la normativa locale prevede una pena principale di natura pecuniaria (pari a un massimo di circa 50.000 euro) e contempla la possibilità che, in relazione all'ipotesi di reato contestata, possano essere comminate pene accessorie come la confisca del profitto conseguito in seguito all'asserito reato (che sarebbe pari all'asserita maggiorazione rispetto al prezzo di mercato del contratto GK3 nella misura eventualmente accertata dall'autorità giudiziaria) e/o sanzioni di natura interdittiva.

Il 2 febbraio 2016 è stata pronunciata dal Tribunale di Algeri la sentenza di primo grado. Tale sentenza ha, tra l'altro, condannato Saipem Contracting Algérie al pagamento di un'ammenda d'importo pari a circa 4 milioni di dinari algerini (corrispondenti a circa 34.000 euro). In particolare, Saipem Contracting Algérie è stata ritenuta responsabile, in relazione all'appalto per la realizzazione del gasdotto GK3, della fattispecie sanzionata dalla legge algerina in caso di "maggiorazione dei prezzi in occasione dell'aggiudicazione di contratti conclusi con una società pubblica a carattere industriale e commerciale beneficiando dell'autorità o influenza di rappresentanti di tale società". La sentenza ha, inoltre, disposto di rimettere nella disponibilità di Saipem Contracting Algérie due conti correnti in valuta locale, il cui saldo totale ammonta a circa 70 milioni di euro (importo calcolato al cambio del 30 giugno 2018), che sono stati bloccati nel 2010.

L'ente committente Sonatrach, che si era costituita parte civile nel procedimento, si è riservata di far valere in sede civile le proprie pretese. La richiesta di costituzione di parte civile del Trèsor Civil algerino è invece stata rigettata.

La decisione del 2 febbraio 2016 del Tribunale di Algeri, in attesa del deposito delle relative motivazioni, è stata impugnata dinanzi alla Corte di Cassazione: da Saipem Contracting Algérie (che aveva chiesto l'assoluzione e aveva preannunciato che avrebbe impugnato la decisione); dal Procuratore Generale (che aveva chiesto la condanna a 5 milioni di dinari algerini e la confisca, richieste respinte dal Tribunale, che – come detto – ha invece condannato Saipem Contracting Algérie al minore importo di circa 4 milioni di dinari algerini); dal Trésor Civil (la cui richiesta di costituirsi parte civile contro Saipem Contracting Algérie è stata – come detto – respinta dal Tribunale); da tutti gli altri condannati, relativamente alle statuizioni che li riguardano.

Per effetto delle citate impugnazioni, la decisione del Tribunale di Algeri è sospesa di pieno diritto e, quindi, rimangono sospesi, in pendenza del giudizio di Cassazione, l'esecuzione:

dell'irrogazione dell'ammenda di circa 34.000 euro; e
dello sblocco dei due conti correnti il cui saldo totale ammonta a circa 70 milioni di euro (importo calcolato al cambio del 30 giugno 2018). Sonatrach non ha impugnato la decisione del Tribunale, coerentemente con la sua richiesta, accolta dal medesimo Tribunale, di riservarsi di svolgere un'eventuale successiva azione di risarcimento danni in un procedimento civile. Tale azione civile non è stata avviata da Sonatrach.
La discussione dei ricorsi dinanzi alla Corte di Cassazione non è stata ancora calendarizzata.

Nel mese di marzo 2013 è stato convocato presso il Tribunale di Algeri l'allora legale rappresentante di Saipem Contracting Algérie al quale il giudice istruttore locale ha comunicato verbalmente l'avvio di un'indagine (cd. inchiesta "Sonatrach 2") "a carico di Saipem per i seguenti capi di imputazione: artt. 25a, 32 e 53 della L. n. 01/2006 della lotta contro la corruzione", e ha richiesto la consegna di alcuni documenti (statuti societari) e altre informazioni relativi alle società Saipem Contracting Algérie, Saipem SpA e Saipem SA.

Risoluzione amichevole delle divergenze - Accordo Saipem Sonatrach - Comunicato Stampa del 14 febbraio 2018: il 14 febbraio 2018 è stato emesso il seguente comunicato stampa congiunto per informare come segue.

Sonatrach e Saipem comunicano di aver definito amichevolmente le reciproche divergenze.

San Donato Milanese (MI), 14 febbraio 2018 - Sonatrach e Saipem hanno concordato di risolvere amichevolmente le loro reciproche divergenze e hanno firmato un accordo per porre fine alle procedure in corso relative al contratto per la costruzione di un impianto di liquefazione di gas ad Arzew (Arzew), al contratto per la costruzione di tre treni di GPL, di un'unità di separazione di olio (LDPH) e di impianti di produzione di condensati ad Hassi Messaoud (LPG), al contratto per la realizzazione dell'oleodotto GPL LZ2 da 24 pollici (linea e stazione) ad Hassi R'Mel (LZ2) e al contratto per la realizzazione di un'unità di produzione di gas e petrolio nel campo di Menzel Ledjmet per conto dell'associazione Sonatrach/FCP (MLE). Questo accordo è il risultato di un dialogo costruttivo e rappresenta un passo importante nelle relazioni tra le due società. Sonatrach e Saipem hanno espresso soddisfazione per aver raggiunto un accordo definitivo che pone fine a un contenzioso pregiudizievole per entrambe le società.

Indagini in corso - Procura della Repubblica di Milano - Brasile

Il 12 agosto 2015 Saipem SpA ha ricevuto dalla Procura della Repubblica di Milano la notifica di un'informazione di garanzia e di una richiesta di documentazione nell'ambito di un nuovo procedimento penale, per il presunto reato di corruzione internazionale, aperto dagli uffici giudiziari milanesi in relazione a un contratto assegnato nel 2011 dalla società brasiliana Petrobras a Saipem SA (Francia) e Saipem do Brasil (Brasile). Le indagini risultano ancora in corso.

Per quanto appreso solo a mezzo stampa, tale contratto è oggetto di indagini nei confronti di alcuni cittadini brasiliani tra i quali anche un ex collaboratore di Saipem do Brasil, da parte delle autorità giudiziarie del Brasile.

In particolare, il 19 giugno 2015 Saipem do Brasil aveva appreso dai media dell'arresto (in merito a ipotesi di riciclaggio, corruzione e truffa) di un suo ex collaboratore, a seguito di un provvedimento emesso dalla Procura brasiliana di Curitiba, nell'ambito di un'inchiesta giudiziaria in corso in Brasile dal marzo 2014 (cd. inchiesta "Lava Jato"). Il 29 luglio 2015 Saipem do Brasil ha poi appreso dagli organi di stampa che, nell'ambito delle condotte addebitate all'ex collaboratore di Saipem do Brasil, la Procura brasiliana avrebbe ipotizzato altresì il fatto di avere influenzato indebitamente Petrobras nel 2011 per l'assegnazione a Saipem do Brasil di un contratto denominato "Cernambi" (del valore di circa 115 milioni di euro). Ciò sarebbe asseritamente desunto dalla circostanza che nel 2011 nei pressi della sede di Petrobras, tale ex collaboratore di Saipem do Brasil avrebbe subìto una rapina nel corso della quale sarebbe stato derubato di circa 100.000 reais brasiliani (pari a circa 26.000 euro) appena prelevati da un istituto di credito. Secondo la Procura brasiliana la rapina sarebbe avvenuta in un periodo temporale precedente l'assegnazione del citato contratto "Cernambi". Saipem SpA sta prestando la massima collaborazione alle indagini e ha avviato lo svolgimento di un intervento di audit anche con l'ausilio di un consulente esterno. L'attività di audit ha preso in esame i nominativi delle numerose società e persone che i media hanno riferito essere oggetto di indagini da parte dell'autorità giudiziaria brasiliana. Il Report di audit, emesso il 14 luglio 2016, ha dato atto dell'assenza di comunicazioni o documenti relativi a transazioni e/o movimentazioni finanziarie tra società del Gruppo Saipem e il personale di Petrobras oggetto di indagini.

I testimoni ascoltati nel procedimento penale in corso in Brasile contro tale ex collaboratore, nonché nell'ambito dei lavori della Commissione parlamentare di inchiesta istituita in Brasile sul caso "Lava Jato", hanno riferito di non essere a conoscenza di irregolarità relativamente alle attività di Saipem.

L'udienza prevista per l'11 novembre 2015, in cui era previsto l'interrogatorio dell'ex collaboratore di Saipem do Brasil e di altre due persone fisiche imputate, è stata quindi rinviata a data da fissarsi. Petrobras si è costituita parte civile ("Assistente do Ministerio Publico") nel medesimo procedimento contro le 3 persone fisiche imputate. Il procedimento è poi ripreso il 9 giugno 2017 in quanto la Procura brasiliana ha ritenuto fossero venuti meno i presupposti per continuare a mantenere riservato un accordo di collaborazione sottoscritto nell'ottobre 2015 dall'ex collaboratore di Saipem do Brasil che con tale accordo si era impegnato a suffragare con prove alcune sue dichiarazioni. La Procura ha in particolare rilevato che il tentativo di suffragare con prove tali dichiarazioni non aveva avuto successo, ragion per cui era venuta meno l'esigenza di mantenere riservato il contenuto delle dichiarazioni contenute in tale ulteriore accordo. Nel corso dell'udienza del 9 giugno 2017 sono state acquisite le deposizioni dei tre imputati e tra queste quella dell'ex collaboratore di Saipem do Brasil e di un ex funzionario Petrobras.

L'ex collaboratore di Saipem do Brasil, quanto all'episodio della rapina per 100.000 reais brasiliani (pari a circa 26.000 euro) da lui subìta nell'ottobre del 2011, ha dichiarato che si trattava di denaro necessario per corrispondere le spese relative agli immobili di una società da lui gestita per conto di un soggetto terzo rispetto a Saipem (trattasi dell'ex funzionario Petrobras imputato nel medesimo procedimento che ha confermato tale dichiarazione).

L'ex collaboratore di Saipem do Brasil ha inoltre affermato che il Gruppo Saipem non ha effettuato pagamenti corruttivi in quanto il sistema di compliance di Saipem ha impedito che questo avvenisse. Tale dichiarazione è stata confermata dall'ex funzionario Petrobras imputato nel medesimo procedimento. L'ex collaboratore di Saipem do Brasil e l'ex funzionario Petrobras imputato nel medesimo procedimento, pur offrendo una ricostruzione dei fatti parzialmente diversa, hanno riferito che l'ipotesi di alcuni pagamenti impropri sarebbe stata discussa con riferimento ad alcuni contratti di Saipem do Brasil, ma che in ogni caso non è stato effettuato alcun pagamento corruttivo dal Gruppo Saipem. L'ex collaboratore di Saipem do Brasil e l'ex funzionario Petrobras imputato nel medesimo procedimento hanno dichiarato che i contratti assegnati dal cliente al Gruppo Saipem sono stati vinti attraverso regolari procedure di gara. Il procedimento di primo grado in Brasile nei confronti dell'ex collaboratore di Saipem do Brasil e di altre due persone fisiche imputate è tuttora in corso.

Le attività di audit concluse nel 2016 sono state riavviate con il supporto del medesimo consulente terzo utilizzato in precedenza e con la stessa metodologia al fine di analizzare alcuni dati citati nel corso delle deposizioni del 9 giugno 2017.

Il Report di audit, emesso il 18 luglio 2018, ha confermato l'assenza di comunicazioni o documenti relativi a transazioni e/o movimentazioni finanziarie tra società del Gruppo Saipem e il personale di Petrobras oggetto di indagini.

Il Gruppo Saipem non ha ricevuto alcuna notifica al riguardo da parte delle autorità giudiziarie brasiliane.

EniPower

Nell'ambito delle indagini avviate dalla magistratura milanese (procedimento penale 2460/2003 R.G.N.R. pendente presso la Procura della Repubblica di Milano) su appalti e forniture commissionati da EniPower a diverse società, era stata notificata a Snamprogetti SpA (oggi Saipem SpA), quale appaltatore di servizi di ingegneria e approvvigionamento oltre che ad altri soggetti, informazione di garanzia ai sensi della disciplina della responsabilità amministrativa delle persone giuridiche (ex art. 25, D.Lgs. n. 231/2001). Nell'agosto del 2007 si sono concluse le indagini preliminari con esito positivo per Snamprogetti: la società non è stata, infatti, inserita tra i soggetti indagati per i quali è stato chiesto il rinvio a giudizio. Snamprogetti si è quindi costituita parte civile nei confronti delle persone fisiche e giuridiche in qualche modo riconducibili a operazioni che abbiano riguardato la società e, con alcuni soggetti che hanno chiesto di essere ammessi al patteggiamento, sono stati raggiunti accordi transattivi per il risarcimento del danno. Il procedimento, dopo la conclusione dell'udienza preliminare, prosegue a carico di ex dipendenti delle predette società, nonché nei confronti di dipendenti e dirigenti di alcune società fornitrici e delle stesse ai sensi del D.Lgs. n. 231/2001. Eni SpA, EniPower SpA e Snamprogetti SpA si sono costituite parti civili nell'udienza preliminare. L'udienza preliminare relativa al procedimento principale avanti il Giudice dell'Udienza Preliminare si è conclusa il 27 aprile 2009. Il giudice ha disposto il decreto di rinvio a giudizio di tutte le parti che non hanno fatto richiesta di patteggiamento, a esclusione di alcuni soggetti nei cui confronti è intervenuta la prescrizione. Nel corso dell'udienza del 2 marzo 2010 è stata confermata la costituzione di parte civile di Eni SpA, EniPower SpA e Saipem SpA nei confronti degli enti imputati ex D.Lgs. n. 231/2001. Sono stati altresì citati i responsabili civili delle ulteriori società coinvolte. All'udienza del 20 settembre 2011 è stato depositato il dispositivo della sentenza che ha previsto alcune condanne e diverse assoluzioni nei confronti dei numerosi imputati sia persone fisiche che giuridiche, queste ultime ritenute responsabili degli illeciti amministrativi, applicando quindi sanzioni pecuniarie e ordinando altresì la confisca per equivalente di ingenti somme. Il Tribunale ha altresì escluso la costituzione di parte civile nei confronti degli enti imputati in relazione agli illeciti amministrativi di cui al D.Lgs. n. 231/2001. Le parti condannate hanno provveduto a impugnare tempestivamente il suddetto provvedimento. Il 24 ottobre 2013 la Corte d'Appello di Milano ha pronunciato sentenza, sostanzialmente confermando la decisione di primo grado, riformandola parzialmente solo con riferimento ad alcune persone fisiche per le quali è stato dichiarato di non doversi procedere per intervenuta prescrizione. Gli imputati hanno proposto ricorso in Cassazione. La sezione VI penale della Suprema Corte, in data 10 novembre 2015, decidendo sui ricorsi presentati dalle parti avverso la sentenza della Corte d'Appello di Milano, ha annullato il provvedimento impugnato nei confronti delle persone giuridiche e, limitatamente alle statuizioni civili, nei confronti delle persone fisiche, e ha rinviato per un nuovo giudizio ad altra sezione della Corte d'Appello di Milano che ha fissato l'udienza per il 28 novembre 2017. All'udienza del 28 novembre 2017 la Corte d'Appello, decidendo in sede di rinvio dalla Corte di Cassazione, ha confermato la sentenza di primo grado, riformandola parzialmente, escludendo la responsabilità di due persone giuridiche e dichiarando di non doversi procedere contro un imputato nel frattempo deceduto, confermando per il resto la sentenza della Corte d'Appello non oggetto di annullamento da parte della Corte di Cassazione. La motivazione della sentenza è in corso di deposito.

Fos Cavaou

Con riferimento al progetto di realizzazione del terminale di rigassificazione di Fos Cavaou ("FOS"), il cliente Société du Terminal Méthanier de Fos Cavaou ("STMFC", oggi Fosmax LNG) nel gennaio 2012 ha avviato un procedimento arbitrale presso la Camera di Commercio Internazionale di Parigi nei confronti del contrattista STS ["société en partecipation" di diritto francese composta da Saipem SA (50%), Tecnimont SpA (49%), Sofregaz SA (1%)]. L'11 luglio 2011 le parti avevano sottoscritto un protocollo di mediazione ai sensi del Regolamento di Conciliazione e Arbitrato della CCI di Parigi; la procedura di mediazione si era conclusa senza successo il 31 dicembre 2011 in quanto Fosmax LNG aveva rifiutato di prorogarne la scadenza.

Con memoria presentata a sostegno della propria richiesta, Fosmax LNG ha richiesto la condanna al pagamento di circa 264 milioni di euro per il risarcimento del danno asseritamente subìto, penalità di ritardo e costi sostenuti per il completamento dei lavori (cd. "mise en régie"). Della somma totale richiesta, circa 142 milioni di euro erano ascrivibili a perdita di profitto, voce contrattualmente esclusa dai danni risarcibili salvo il caso di dolo o colpa grave. STS ha depositato la propria memoria difensiva, comprensiva di domanda riconvenzionale, a titolo di risarcimento del danno dovuto all'eccessiva ingerenza di Fosmax LNG nell'esecuzione dei lavori e per il pagamento di extra works non riconosciuti dal cliente (con riserva di quantificarne l'ammontare nel prosieguo dell'arbitrato). Il 19 ottobre 2012 Fosmax LNG ha depositato la Mémoire en demande. Di contro STS ha depositato la propria Mémoire en défense il 28 gennaio 2013, precisando in 338 milioni di euro il valore della propria domanda riconvenzionale. Il 1° aprile 2014 si è tenuta la discussione finale. Sulla base del lodo depositato dal Collegio Arbitrale il 13 febbraio 2015, Fosmax LNG, il 30 aprile 2015, ha corrisposto a STS la somma, comprensiva di interessi, di 84.349.554,92 euro. La quota di tale somma di spettanza di Saipem SA è pari al 50%. Il 26 giugno 2015 Fosmax LNG ha impugnato il lodo avanti il Consiglio di Stato francese, chiedendone l'annullamento sull'asserito presupposto che il Collegio Arbitrale avrebbe erroneamente applicato alla materia il diritto privato in luogo del diritto pubblico. Il 18 novembre 2015 si è tenuta l'udienza dinanzi al Consiglio di Stato. Successivamente all'audizione del Rapporteur Public, i giudici hanno chiuso la fase del dibattimento. Il Rapporteur si è pronunciato per un rinvio al Tribunal des Conflits. Con decisione resa l'11 aprile 2016 il Tribunal des Conflits ha deciso per la competenza del Consiglio di Stato a decidere il merito della controversia, relativa al ricorso per annullamento della sentenza arbitrale del 13 febbraio 2015. Il 21 ottobre 2016 si è tenuta l'udienza di discussione avanti il Consiglio di Stato e il successivo 9 novembre quest'ultimo ha emesso la propria sentenza con la quale ha dichiarato parzialmente nullo il lodo del 13 febbraio 2015 con riferimento ai soli costi di mise en régie (quantificati da Fosmax in 36.359.758 euro), stabilendo che Fosmax avrebbe dovuto devolvere l'accertamento di detti costi nuovamente a un tribunale arbitrale, salvo diverso accordo delle parti.

In parallelo alla citata impugnazione avanti il Consiglio di Stato, Fosmax LNG, il 18 agosto 2015, aveva altresì proposto ricorso avanti la Corte d'Appello di Parigi per ottenere l'annullamento del lodo di cui era stata riconosciuta l'esecutorietà e che era stato notificato a Fosmax LNG il 24 luglio 2015 e/o la dichiarazione di nullità del relativo exequatur. Il 21 febbraio 2017 la Corte d'Appello si è dichiarata incompetente a decidere in merito all'annullamento del lodo e ha dichiarato di rinviare a successiva decisione la questione relativa all'asserita nullità dell'exequatur. Il 4 luglio 2017 la Corte ha annullato l'exequatur emesso dal Presidente del Tribunal de grande instance e condannato STS al pagamento delle spese (10.000 euro) di questa procedura in favore di Fosmax. Il 21 giugno 2017 Fosmax ha notificato a Sofregaz, Tecnimont SpA e Saipem SA una domanda di arbitrato con la quale ha richiesto che le predette società (in quanto membri della société en partecipation STS) siano condannate in via solidale al pagamento dei costi di mise en régie come sopra quantificati oltre interessi di ritardo e spese legali. Il Tribunale Arbitrale si è formalmente costituito il 19 gennaio 2018 con la conferma della nomina del suo Presidente e, in accordo con il calendario procedurale concordato tra le parti, il 13 aprile 2018 Fosmax ha depositato la propria Mémoire en demande nella quale ha quantificato le proprie domande in 35.926.872 euro oltre interessi moratori quantificati in circa 4,2 milioni di euro. STS ha depositato la propria memoria in risposta in data 13 luglio 2018. Le udienze si terranno a partire dal 25 febbraio 2019.

Arbitrato per il progetto Menzel Ledjmet Est ("MLE"), Algeria

Con riferimento al contratto sottoscritto il 22 marzo 2009 da Saipem SpA e Saipem Contracting Algérie SpA (insieme "Saipem") da una parte, Société nationale pour la recherche, la production, le transport, la transformation et la commercialisation des hydrocarbures SpA ("Sonatrach") e First Calgary Petroleums LP ("FCP") (insieme la "Cliente"), dall'altra, avente a oggetto l'ingegneria, approvvigionamento e costruzione di un'unità di trattamento del gas e delle annesse opere nel campo MLE (Algeria), il 23 dicembre 2013 Saipem ha depositato presso la Chambre de Commerce Internationale di Parigi ("ICC") una domanda di arbitrato, notificata alla Cliente l'8 gennaio 2014. Nella propria domanda di arbitrato, come successivamente modificata con lo Statement of Claim il 17 dicembre 2014 e successiva memoria in data 15 gennaio 2016, Saipem ha richiesto che il Tribunale Arbitrale riconosca: (i) un'estensione dei termini contrattuali di circa 30,5 mesi; (ii) il diritto di Saipem a ottenere il pagamento dell'importo di circa 895 milioni di euro equivalenti (al lordo della somma di 246 milioni di euro, già corrisposta da FCP on a without prejudice basis come anticipazione sui variation order requests, "VOR"), a titolo di aumento del prezzo contrattuale per estensione dei termini, VOR, mancato pagamento di fatture arretrate e pezzi di ricambio e bonus di accelerazione. Sonatrach e FCP (società che dal 2008 è controllata al 100% dal Gruppo Eni) hanno nominato congiuntamente il loro arbitro e il 28 marzo 2014 hanno depositato le rispettive Réponses à la requête. Sonatrach e FCP hanno depositato le proprie Mémoires en défense il 14 agosto 2015, introducendo anche domande riconvenzionali, che ammontano a complessivi circa 280,5 milioni di euro equivalenti, tenuto conto della nuova domanda riconvenzionale, proposta dalla sola Sonatrach, di pagamento a proprio favore del 25% della somma di circa 133,7 milioni di euro (somma pari a una asseritamente ingiustificata maggiorazione dei costi oltre ai danni morali, stimati in non meno di 20 milioni di euro). Il Collegio Arbitrale ha ammesso la nuova domanda di Sonatrach sulla quale il Collegio dovrà, quindi, pronunciarsi. Saipem ha depositato la propria memoria di replica il 15 gennaio 2016.

Sonatrach e FCP hanno depositato le proprie memorie di replica il 15 maggio 2016 e il 30 giugno 2016 Saipem ha depositato la propria memoria sulle riconvenzionali avversarie. Nel mese di luglio 2016 si sono tenute le udienze. Il 29 novembre 2017 è stato comunicato alle parti il lodo parziale reso dal Tribunale Arbitrale il 20 novembre 2017, che, salvo alcune limitate eccezioni, si è pronunciato unicamente in merito all'ammissibilità ("an debeatur") dei reciproci claims senza procedere alla relativa quantificazione, rinviando a un successivo lodo definitivo – che verrà emesso prevedibilmente entro la fine del 2019 – la decisione in merito alla relativa quantificazione ("quantum debeatur") dei claims ammessi. Il 29 dicembre 2017 Saipem ha presentato al Tribunale Arbitrale – una richiesta di correzione e di interpretazione di alcune statuizioni del lodo parziale. FCP e Sonatrach il 26 gennaio 2018 hanno presentato le loro repliche chiedendo il rigetto della richiesta di correzione e interpretazione presentata da Saipem.

Il 14 febbraio 2018 Saipem e Sonatrach hanno comunicato di avere "concordato di risolvere amichevolmente le loro reciproche divergenze" e di avere "firmato un accordo per porre fine alle procedure in corso", inclusa la procedura relativa a MLE. "Sonatrach e Saipem hanno espresso soddisfazione per aver raggiunto un accordo definitivo che pone fine a un contenzioso pregiudizievole per entrambe le società".

Allo stato, l'arbitrato MLE continua, quindi, solo tra Saipem e FCP. Saipem e FCP hanno, peraltro, concordato di sospendere la procedura arbitrale, allo stato, fino al 3 agosto 2018.

Corte di Cassazione - Delibera Consob n. 18949 del 18 giugno 2014 - Azioni risarcitorie

Con provvedimento adottato con delibera n. 18949 del 18 giugno 2014, Consob ha deliberato di applicare a Saipem SpA la sanzione amministrativa pecuniaria di 80.000 euro in relazione a un asserito ritardo nell'emissione del profit warning emesso dalla Società il 29 gennaio 2013 e, "Al fine di completare il quadro istruttorio", di trasmettere copia del medesimo provvedimento sanzionatorio adottato alla Procura della Repubblica presso il Tribunale di Milano. Il 12 marzo 2018 la Procura della Repubblica presso il Tribunale di Milano – all'esito delle indagini – ha notificato a Saipem SpA l'"Avviso all'indagato della conclusione delle indagini preliminari" con riferimento all'ipotesi di illecito amministrativo di cui agli artt. 5, 6, 7, 8, 25-ter, lett. b) e 25-sexies del D.Lgs. n. 231/2001, asseritamente commesso fino al 30 aprile 2013 "per non avere predisposto un modello organizzativo idoneo a prevenire la consumazione" dei seguenti asseriti reati:

(i) reato di cui all'art. 185, D.Lgs. n. 58/1998 (in combinato disposto con l'art. 114, D.Lgs. n. 58/1998 e l'art. 68, comma 2, del Regolamento Emittenti), asseritamente commesso il 24 ottobre 2012, con riferimento al comunicato stampa diffuso al pubblico in ordine all'approvazione della trimestrale al 30 settembre 2012 di Saipem SpA e alla relativa conference call del 24 ottobre 2012 con gli analisti esterni;

(ii) reato di cui all'art. 2622, cod. civ. (in continuità d'illecito con l'art. 2622, commi 1, 3 e 4, cod. civ., vecchia formulazione in vigore all'epoca dei fatti), asseritamente commesso il 30 aprile 2013, con riferimento ai bilanci d'esercizio consolidato e individuale 2012 di Saipem SpA approvati dal Consiglio di Amministrazione il 13 marzo 2013 e dall'Assemblea degli Azionisti il 30 aprile 2014;
(iii) reato di cui all'art. 185, D.Lgs. n. 58/1998, asseritamente commesso dal 13 marzo 2013 al 30 aprile 2013, con riferimento ai comunicati diffusi al pubblico in ordine all'approvazione dei bilanci d'esercizio consolidato e individuale 2012 di Saipem SpA. Oltre alla Società, risultano indagati in relazione alle ipotesi di cui sopra:
per l'asserito reato sub (i): i due amministratori delegati e il Chief Operating Officer della Business Unit Engineering & Construction di Saipem SpA in carica alla data di diffusione del comunicato stampa del 24 ottobre 2012 in quanto gli stessi "mediante il comunicato stampa del 24 ottobre 2012 emesso in occasione dell'approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione della trimestrale al 30 settembre 2012 e nel corso della collegata conference call..., diffondevano notizie false – in quanto incomplete e reticenti – concernenti la situazione patrimoniale, economica e finanziaria della società Saipem SpA, ..., idonee a provocare una sensibile alterazione del prezzo delle azioni ordinarie di essa"; e
per gli asseriti reati sub (ii) e (iii): l'Amministratore Delegato e il Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili e societari in carica alla data di approvazione dei bilanci d'esercizio consolidato e individuale 2012 di Saipem SpA in quanto gli stessi: in relazione all'asserito reato sub (ii), avrebbero "esposto nei bilanci d'esercizio consolidato e individuale 2012 di Saipem SpA, approvati dal Consiglio di Amministrazione e dall'Assemblea degli Azionisti in data 13 marzo 2013 e 30 aprile 2013, fatti materiali non rispondenti al vero, ancorché oggetto di valutazioni, nonché omesso informazioni la cui comunicazione è imposta dalla legge sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria di Saipem SpA, ..., e, in particolare:
in contrasto con quanto previsto dai paragrafi 14, 16, 17, 21, 23, 25, 26, 28 dello IAS 11 non rilevavano, nel costo a vita intera del progetto, extra-costi legati ai ritardi nell'esecuzione delle attività e alle penali da ritardo, ... per complessivi 245 milioni di euro:
e per l 'effetto:
- 1) iscrivevano a conto economico maggiori ricavi per 245 milioni di euro rispetto a quanto di competenza, sulla base di uno stato di avanzamento economico che non considerava gli extra-costi sopra descritti nei costi a vita intera, in contrasto con i paragrafi 25, 26 e 30 dello IAS 11;
2) omettevano di rilevare la perdita attesa di pari importo ... come costo dell'esercizio, in contrasto con il paragrafo 36 dello IAS 11, così esponendo a conto economico un risultato d'esercizio superiore al reale di utile ante imposte di 1.349 milioni di euro, in luogo di quello effettivo di 1.106 milioni di euro, e un patrimonio netto superiore al reale di 17.195 milioni di euro, in luogo di quello effettivo di 16.959 milioni di euro...".

In relazione all'asserito reato sub (iii), "con i suddetti comunicati stampa diffondevano la notizia dell'approvazione del bilancio d'esercizio consolidato e individuale 2012 di Saipem SpA, nel quale erano esposti fatti materiali non corrispondenti al vero, e più precisamente ricavi superiore al reale per 245 milioni di euro e un EBIT superiore al reale per importo corrispondente, ...".

L'11 aprile 2018 è stato notificato a Saipem SpA il decreto di fissazione dell'udienza preliminare e contestuale avviso per il giorno 16 ottobre 2018, unitamente alla richiesta di rinvio a giudizio nei confronti di Saipem SpA formulata in data 6 aprile 2018 dal Pubblico Ministero.

Saipem SpA il 28 luglio 2014 ha presentato ricorso alla Corte d'Appello di Milano per opporsi avverso la sopra citata delibera sanzionatoria di Consob n. 18949 del 18 giugno 2014. Con decreto depositato l'11 dicembre 2014 la Corte d'Appello di Milano ha rigettato l'opposizione proposta da Saipem SpA che ha, quindi, presentato ricorso in Cassazione avverso il decreto della Corte d'Appello di Milano. Il ricorso è stato discusso il 7 novembre 2017. Il 14 febbraio è stata depositata la decisione della Corte di Cassazione che ha respinto il ricorso di Saipem compensando integralmente le spese del giudizio di Cassazione in ragione della "assoluta novità della questione... concernente l'esegesi della locuzione 'senza indugio' figurante nel testo del comma 1 dell'art. 114 TUF".

Il 28 aprile 2015 alcuni investitori istituzionali di nazionalità estera hanno convenuto Saipem SpA dinanzi al Tribunale di Milano, chiedendo la condanna della Società al risarcimento di asseriti danni (quantificati in circa 174 milioni di euro), con riguardo a investimenti in azioni Saipem che gli attori dichiarano di aver effettuato sul mercato secondario. In particolare gli attori hanno chiesto la condanna di Saipem al risarcimento di asseriti danni, che deriverebbero: (i) in via principale, dalla comunicazione al mercato di informazioni asseritamente "inesatte", nel periodo compreso tra il 13 febbraio 2012 e il 14 giugno 2013; o (ii) in via subordinata, dalla comunicazione asseritamente "ritardat[a]", intervenuta soltanto in data 29 gennaio 2013, con il primo "profit warning" (cd. "primo comunicato") di informazioni privilegiate che sarebbero state nella disponibilità della Società sin dal 31 luglio 2012 (o da una diversa data da accertarsi in corso di causa, individuata dagli attori, in via ulteriormente subordinata, nel 24 ottobre 2012, nel 5 dicembre 2012, nel 19 dicembre 2012 o nel 14 gennaio 2013), nonché di informazioni asseritamente "incomplete e inesatte", che sarebbero state diffuse nel periodo compreso tra il 30 gennaio 2013 e il 14 giugno 2013, data del secondo "profit warning" (cd. "secondo comunicato"). Saipem SpA si è costituita in giudizio contestando integralmente le richieste avversarie, eccependone l'inammissibilità e, comunque, l'infondatezza nel merito.

Le parti hanno provveduto – come da ordinanza resa dal Giudice all'udienza del 31 maggio 2017 – al deposito delle memorie di cui all'art. 183, comma 6 c.p.c. e, il giorno 1° febbraio 2018, è prevista l'udienza per l'eventuale ammissione dei mezzi istruttori. Con la stessa ordinanza del 31 maggio 2017, il Tribunale ha disposto la separazione del giudizio per cinque degli attori del procedimento di cui sopra e questo separato procedimento – il quale ha assunto il numero R.G. 28177/2017 – è stato dichiarato

estinto ai sensi dell'art. 181 c.p.c. in data 7 novembre 2017. A scioglimento della riserva assunta all'udienza del giorno 1° febbraio 2018, il Giudice, con ordinanza del 2 febbraio 2018, ha rinviato il procedimento all'udienza del 19 luglio 2018, ai sensi dell'art. 187, comma 2, c.p.c. Nel corso di tale udienza il Giudice ha assegnato termine fino al 2 ottobre 2018 per il deposito di memorie conclusionali e al 22 ottobre 2018 per il deposito di memorie di replica. La causa è, quindi, ancora alle battute iniziali su questioni preliminari.

Con atto di citazione del 4 dicembre 2017, ventisette investitori istituzionali hanno convenuto in giudizio, innanzi al Tribunale di Milano – sezione specializzata in materia di impresa, Saipem SpA e due ex amministratori delegati della stessa società, domandandone la condanna in solido (rispetto ai due ex esponenti aziendali, limitatamente ai rispettivi periodi di permanenza in carica) al risarcimento dei danni, patrimoniali e non patrimoniali, pretesamente sofferti in ragione di un'asserita manipolazione delle informazioni rese al mercato nel periodo compreso tra gennaio 2007 e giugno 2013.

La responsabilità di Saipem SpA viene configurata ai sensi dell'art. 1218 c.c. (responsabilità contrattuale) ovvero ai sensi dell'art. 2043 c.c. (responsabilità extracontrattuale) o, ancora, ai sensi dell'art. 2049 c.c. (responsabilità dei padroni e dei committenti) per gli illeciti asseritamente compiuti dai due ex esponenti aziendali citati in giudizio.

Il danno non è stato quantificato dagli investitori, i quali si sono riservati di procedere alla relativa determinazione nel corso del giudizio.

Il 5 giugno 2018 si è tenuta la prima udienza del suindicato procedimento, il quale ha assunto il numero R.G. 58563/2017. A tale udienza il giudice ha assegnato termini per memorie istruttorie.

La società si è costituita in giudizio contestando integralmente le richieste avversarie, eccependone l'inammissibilità e comunque l'infondatezza in fatto e in diritto.

Richieste risarcitorie stragiudiziali e in sede di mediazione: in relazione ad asseriti ritardi nell'informativa al mercato, Saipem SpA ha ricevuto nel corso del 2015, del 2016 e del 2017 alcune richieste stragiudiziali, nonché richieste di mediazione.

Quanto alle richieste stragiudiziali, sono state avanzate: (i) nell'aprile 2015 da parte di 48 investitori istituzionali in proprio e/o per conto dei fondi rispettivamente gestiti per complessivi 291,9 milioni di euro circa, senza specificare il valore delle richieste di risarcimento di ciascun investitore/fondo (successivamente, 21 di questi investitori istituzionali insieme ad altri 8 hanno proposto richiesta di mediazione, per un ammontare complessivo pari a circa 159 milioni di euro; 5 di questi investitori istituzionali insieme ad altri 5 hanno proposto richiesta di mediazione, per un ammontare complessivo pari a circa 21,9 milioni di euro); (ii) nel settembre 2015 da parte di 9 investitori istituzionali in proprio e/o per conto dei fondi rispettivamente gestiti, per un ammontare complessivo pari a circa 21,5 milioni di euro, senza specificare il valore delle richieste di risarcimento di ciascun investitore/fondo (successivamente 5 di questi investitori istituzionali insieme ad altri 5 hanno proposto richiesta di mediazione, per un ammontare complessivo pari a circa 21,9 milioni di euro); (iii) nel corso del 2015 da due investitori privati rispettivamente per circa 37.000 euro e per circa 87.500 euro; (iv) nel corso del mese di luglio 2017 da alcuni investitori istituzionali per circa 30 milioni di euro; (v) il 4 dicembre 2017 da 141 investitori istituzionali per un importo non specificato (136 di questi investitori il 12 giugno 2018 hanno rinnovato la loro richiesta stragiudiziale, sempre per un importo non specificato); (vi) il 12 aprile 2018 per circa 150-200 mila euro da un investitore privato; e (vii) il 3 luglio 2018 da un investitore privato per circa 330 mila euro.

Le richieste per le quali è stato esperito senza esito il tentativo di mediazione sono state proposte in 5 occasioni: (a) nell'aprile 2015 da 7 investitori istituzionali in proprio e/o per conto dei fondi rispettivamente gestiti, per un ammontare complessivo pari a circa 34 milioni di euro; (b) nel settembre 2015 da 29 investitori istituzionali in proprio e/o per conto dei fondi rispettivamente gestiti, per un ammontare complessivo pari a circa 159 milioni di euro (21 di questi investitori insieme ad altri 27 avevano nell'aprile 2015 proposto domanda stragiudiziale lamentando di avere subìto danni per un importo complessivo pari a circa 291 milioni di euro senza specificare il valore delle richieste di risarcimento di ciascun investitore/fondo); (c) nel dicembre 2015 da un privato investitore per circa 200.000 euro; (d) nel marzo 2016 da 10 investitori istituzionali in proprio e/o per conto dei fondi rispettivamente gestiti, per un ammontare complessivo pari a circa 21,9 milioni di euro (5 di questi investitori insieme ad altri 4 avevano nel mese di settembre 2015 proposto domanda stragiudiziale, lamentando di avere subìto danni per un importo complessivo pari a circa 21,5 milioni di euro senza specificare il valore delle richieste di risarcimento di ciascun investitore/fondo; altri 5 di questi investitori insieme ad altri 43 avevano nell'aprile 2015 proposto domanda stragiudiziale, lamentando di avere subìto danni per un importo complessivo pari a circa 159 milioni di euro senza specificare il valore delle richieste di risarcimento di ciascun investitore/fondo); (e) nell'aprile 2017 da un privato investitore per circa 40.000 euro.

Saipem SpA ha risposto alle citate richieste stragiudiziali e di mediazione rigettando ogni responsabilità. Alla data di approvazione della presente Relazione finanziaria semestrale abbreviata 2018 da parte del Consiglio di Amministrazione le predette richieste svolte in sede stragiudiziale e/o di mediazione non sono state oggetto di azione giudiziaria, salvo per quanto sopra specificato in relazione alle due cause pendenti dinanzi al Tribunale di Milano.

Controversia con Husky - Progetto Sunrise Energy in Canada

Il 15 novembre 2010 Saipem Canada Inc ("Saipem") e Husky Oil Operations Ltd ("Husky") (quest'ultima per conto della Sunrise Oil Sands Partnership formata da BP Canada Energy Group ULC e dalla Husky Oil Sands Partnership, a sua volta formata da Husky Oil Operations Ltd e HOI Resources Ltd), hanno stipulato il contratto di Engineering, Procurement and Construction No. SR-071 (il "Contratto"), prevalentemente su base rimborsabile, relativo al progetto denominato Sunrise Energy (il "Progetto").

Durante l'esecuzione dei lavori le parti hanno concordato di modificare più volte la formula contrattuale di pagamento. In particolare: (i) nell'ottobre del 2012 le parti hanno stabilito che i lavori fossero da retribuirsi su base lump-sum, concordando l'ammontare di 1.300.000.000 di dollari canadesi quale prezzo contrattuale; (ii) all'inizio del 2013 è stato, poi, concordato un sistema di incentivazione che ha previsto ii diritto di Saipem di ricevere pagamenti ulteriori al raggiungimento di determinati obiettivi; (iii) dall'aprile del 2014 le parti hanno stipulato numerosi accordi scritti mediante i quali Husky ha accettato di rimborsare a Saipem i costi da quest'ultima sostenuti in eccesso rispetto all'ammontare lump-sum precedentemente concordato, così determinando, secondo l'intendimento di Saipem, una modifica del contratto da lump-sum a rimborsabile. Tuttavia, avvicinandosi la fine dei lavori, Husky ha smesso di corrispondere quanto dovuto a titolo di rimborso e, nel marzo 2015, ha risolto il Contratto, adducendo che Saipem non avesse rispettato il termine contrattuale per la conclusione dei lavori.

Alla luce di quanto sopra, il 16 marzo 2015 Saipem ha agito in giudizio citando Husky, le suddette partnership e i relativi membri dinanzi alla Court of Queen's Bench of Alberta, chiedendone, tra l'altro, che il tribunale dichiari l'illegittimità della risoluzione del Contratto da parte di Husky e la condanni al pagamento: (i) di oltre 800.000.000 di dollari canadesi a titolo di risarcimento danni che includono i pagamenti non effettuati su base rimborsabile, i danni conseguenti alla risoluzione contrattuale, il mancato profitto e l'ingiustificato arricchimento di Husky ai danni di Saipem; ovvero, in alternativa; (ii) del valore di mercato dei servizi, materiali e finanziamenti resi.

Nel mese di settembre 2015 Husky ha notificato a Saipem una Request for Arbitration (Alberta Arbitration Act), affermando che, in seguito alla riduzione dello scope of work richiesta da Husky, il prezzo contrattuale lump-sum concordato con Saipem si sarebbe dovuto ridurre proporzionalmente in base a una specifica previsione contrattuale in tal senso. In base a ciò, Husky ha chiesto la condanna di Saipem a pagare il relativo valore, quantificando tale pretesa in 45.684.000 dollari canadesi.

II 6 ottobre 2015 Husky ha inoltre citato in giudizio Saipem dinanzi la Court of Queen's Bench of Alberta sostenendo, tra l'altro: (i) che i pagamenti dalla stessa effettuati in favore di Saipem, in eccesso rispetto all'ammontare lump-sum concordato tra le parti, trovassero la loro giustificazione nelle presunte minacce di Saipem di abbandonare i lavori se tali ulteriori pagamenti non fossero stati eseguiti (economic duress); e (ii) che anche dopo l'esecuzione di tali pagamenti, le performance di Saipem non sarebbero migliorate, costringendo Husky a risolvere il contratto e completare i lavori con mezzi propri. In conseguenza di ciò, Husky ha chiesto alla corte canadese di condannare Saipem al pagamento di 1.325.000.000 dollari canadesi a titolo di risarcimento degli asseriti danni, ammontare che include, tra l'altro: (i) i pagamenti in eccesso rispetto al prezzo lump-sum concordato; (ii) i costi per completare i lavori dopo la risoluzione contrattuale; (iii) il danno da lucro cessante e le penalità di ritardo per l'asserito ritardato completamento del Progetto.

All'udienza del 14 gennaio 2016, Saipem ha richiesto la riunione dei procedimenti pendenti innanzi alla Queen's Bench Court of Alberta e la sospensione dell'arbitrato al fine di includere i relativi claims nel procedimento da riunificarsi. Il 27 maggio 2016 Saipem ha, inoltre, depositato una breve memoria con la quale ha richiesto che la Corte dichiari invalida la procedura arbitrale avviata da Husky. All'udienza per la discussione di questa istanza, tenutasi il 4 luglio 2016, il Giudice ha respinto la richiesta di dichiarare invalida la procedura arbitrale avviata da Husky che rimane pertanto in corso.

Nel mese di marzo 2018 le parti hanno stipulato un arbitration agreement mediante il quale hanno concordato di riunire tutti i contenziosi in corso tra loro, come sopra descritti, in unico procedimento arbitrale "ad hoc" con sede in Canada. Nello Statement of Claim depositato da Saipem il 30 aprile 2018 nella nuova procedura arbitrale, quest'ultima ha chiesto: (i) un risarcimento danni di importo superiore a 508 milioni di dollari canadesi; (ii) danni da computarsi da parte del tribunale a seguito di aggiustamenti al prezzo contrattuale dovuti a lavori aggiuntivi scaturenti da inadempimenti contrattuali di Husky, ovvero su base quantum meruit; (iii) punitive damages da quantificare; (iv) interessi per un totale di 90 milioni di dollari canadesi (ovvero da calcolarsi da parte del tribunale); (v) rimborso delle spese legali; (vi) altri danni che il tribunale vorrà riconoscere dovuti. Nello Statement of Claim depositato da Husky il 30 aprile 2018 nella nuova procedura arbitrale, quest'ultima ha chiesto: (i) un risarcimento danni per un totale di circa 1,37 miliardi di dollari canadesi a titolo di risarcimento degli asseriti danni (tale ammontare include, tra l'altro i pagamenti asseritamente in eccesso rispetto al prezzo lump-sum concordato; i costi per completare i lavori dopo la risoluzione contrattuale; il danno da lucro cessante e le penalità di ritardo per l'asserito ritardato completamento del Progetto); (ii) interessi da calcolarsi da parte del tribunale; (iii) rimborso delle spese legali; (iv) altri danni che il tribunale vorrà riconoscere dovuti. L'8 giugno 2018 le parti hanno depositato i rispettivi Statement of Defence. Il lodo si prevede possa essere emesso entro il 2020-2021.

Arbitrato con GLNG - Progetto Gladstone (Australia)

Il 4 gennaio 2011 Saipem Australia Pty Ltd ("Saipem") ha stipulato con GLNG Operations Pty Ltd ("GLNG"), in qualità di agente di una joint venture tra Santos GLNG Pty Ltd, PAPL (Downstream) Pty Ltd e Total E&P Australia. il contratto di Engineering, Procurement e Construction (il "Contratto") relativo al progetto Gladstone LNG (il "Progetto").

Nel corso dell'esecuzione del Progetto Saipem ha maturato e presentato a GLNG claims contrattuali che sono stati interamente rigettati da GLNG. Una fase di negoziazioni è così iniziata tra le parti, ma non ha condotto ad alcun positivo risultato.

Pertanto, il 9 ottobre 2015, Saipem ha notificato una richiesta di arbitrato contro GLNG richiedendo:
un quantum meruit claim basato sull'asserita invalidità del Contratto (claim che è stato rigettato nel corso della procedura arbitrale sulla base di un lodo parziale);
claims basati sul contratto.

Il 6 novembre 2015 GLNG ha depositato la propria replica con domanda riconvenzionale chiedendo il rigetto delle domande di Saipem e chiedendo a sua volta il risarcimento dei danni per asseriti defective works con particolare riferimento al coating di tutta la linea e al sistema di protezione catodica.

Al momento i claim di Saipem nell'arbitrato ammontano a circa AUD 254 milioni, mentre il counterclaim di GLNG ammonta a circa AUD 1,1 miliardi, corrispondenti alla valutazione fatta da GLNG dei costi di sostituzione del pipeline; e AUD 24 milioni corrispondenti alla valutazione di GLNG dei costi per l'adozione delle misure di rettifica temporanee.

Le prossime udienze si terranno ad agosto 2018. Il lodo è atteso entro la fine del 2018-inizio del 2019.

Controversia con South Stream Transport BV - Progetto South Stream

Il 10 novembre 2015 Saipem SpA ha depositato domanda di arbitrato nei confronti di South Stream Transport BV ("SSTBV") presso l'International Chamber of Commerce ("ICC") di Parigi. L'iniziale domanda di Saipem era pari a circa 759,9 milioni di euro richiesti a titolo di corrispettivo dovuto per effetto sia della sospensione dei lavori (richiesta dal cliente nel periodo dicembre 2014 maggio 2015) sia della successiva termination for convenience del contratto notificata in data 8 luglio 2015 da parte di SSTBV. La domanda potrà essere integrata da parte di Saipem a fronte di costi direttamente derivanti dalla termination for convenience relativamente ad attività ancora in corso, ovvero non ancora compiutamente calcolati. La notifica da parte dell'ICC della domanda di arbitrato di Saipem a SSTBV è avvenuta il 15 dicembre 2015. SSTBV ha depositato la propria replica il 16 febbraio 2016. Nella propria risposta SSTBV ha contestato tutte le richieste di Saipem riservandosi di proporre e quantificare un'eventuale domanda riconvenzionale in una fase successiva dell'arbitrato.

Il 30 settembre 2016 Saipem ha depositato il proprio Memorial (Statement of Claim), nel quale, sulla base del report redatto dal proprio quantum expert, l'importo dei claim verso SSTBV è stato ridotto a circa 678 milioni di euro (con diritto di integrazione in corso di arbitrato).

Il 10 marzo 2017, SSTBV ha depositato il proprio Counter-Memorial nel quale ha richiesto, oltre al rigetto delle domande di Saipem, il risarcimento:

in via principale, di danni per circa 541 milioni di euro per asserite misrepresentation che avrebbero indotto la convenuta a stipulare il contratto con Saipem;
in via ulteriore o alternativa, di danni per: (i) circa 138 milioni di euro, per pagamenti effettuati da SSTBV in misura asseritamente superiore rispetto a quanto contrattualmente dovuto; e (ii) circa 48 milioni di euro, per liquidated damages motivati in ragione di asseriti ritardi; e
in via principale e alternativa, di danni per circa 10 milioni di euro per l'asserito danneggiamento di tubi di proprietà della convenuta. Il 3 novembre 2017 Saipem ha depositato il proprio Reply Memorial nel quale ha precisato le proprie domande in 644.588.545 euro. Si è in attesa del deposito da parte di STBV del relativo Rejoinder. Le udienze di discussione dinanzi al Collegio Arbitrale sono state fissate per il mese di giugno 2019.

Arbitrato con Kharafi National Closed Ksc ("Kharafi") - Progetto Jurassic

Con riferimento al progetto Jurassic e al relativo contratto EPC tra Saipem SpA ("Saipem") e Kharafi, il 1º luglio 2016 Saipem ha depositato domanda di arbitrato presso la London Court of International Arbitration ("LCIA") con la quale ha richiesto che Kharafi sia condannata:

(1) a restituire KWD 25.018.228, incassati da Kharafi mediante l'escussione di un performance bond a seguito della risoluzione del contratto con Saipem;
(2) a risarcire KWD 20.135.373 per costi derivanti dalla sospensione delle attività di procurement e, più in particolare, legati all'acquisto di 4 turbine da parte di Saipem;

(3) a risarcire KWD 10.271.409 per costi di ingegneria sostenuti da Saipem prima della risoluzione contrattuale da parte di Kharafi; per un totale di KWD 55.425.010 (pari a circa 153.065.479 euro sulla base del cambio al 31 dicembre 2017).

Kharafi ha risposto alla domanda di arbitrato di Saipem rigettandone le relative pretese e chiedendo, in via riconvenzionale, la condanna di Saipem al pagamento di un importo non ancora quantificato, ma ricomprendente, tra l'altro:

(1) i costi asseritamente sostenuti da Kharafi a causa di asseriti inadempimenti contrattuali di Saipem (superiori a KWD 32.824.842); e
(2) il danno asseritamente sopportato da Kharafi a seguito dell'escussione di una garanzia di valore pari a KWD 25.136.973 rilasciata da Kharafi al cliente finale del progetto Jurassic.

È stato nominato il Presidente del Collegio Arbitrale e concordato il calendario arbitrale in base al quale, il 28 aprile 2017, Saipem ha depositato il proprio Statement of Claim e Kharafi il proprio Statement of Defence and Counterclaim il 16 ottobre 2017. Il counterclaim di Kharafi è stato precisato in KWD 102.737.202 (circa 283 milioni di euro). Saipem ha depositato la propria replica il 6 febbraio 2018 e Kharafi il relativo Reply and Defence to Counterclaim il 6 aprile 2018. È previsto che le udienze si tengano nel febbraio 2019 e che il lodo venga emesso alla fine del medesimo anno.

Arbitrato con CPB Contractors Pty Ltd (già Leighton Contractors Pty Ltd ("CPB") Gorgon LNGJetty Project

Nell'agosto 2017 CPB ha notificato una domanda di arbitrato a Saipem SA e Saipem (Portugal) Comércio Marítimo, Sociedade Unipessoal Lda ("Saipem").

La disputa scaturisce dalla costruzione del molo di un impianto LNG per il progetto Gorgon LNG nel Western Australia. Il contratto principale per l'ingegneria e la costruzione del molo ("Jetty Contract") era stato firmato il 10 novembre 2009 da CPB, Saipem SA, Saipem (Portugal) Comércio Marítimo, Sociedade Unipessoal Lda e Chevron Australia Pty Ltd ("Chevron").

CPB sulla base di asseriti inadempimenti contrattuali di Saipem SA e Saipem (Portugal) Comércio Marítimo, Sociedade Unipessoal Lda ha richiesto che Saipem sia condannata a pagare circa AUD 1,39 miliardi. Saipem ritiene che le domande di CPB siano totalmente infondate e ha depositato la propria comparsa nella quale ha chiesto il rigetto di tutte le domande di CPB e proposto una domanda riconvenzionale di oltre AUD 50 milioni. Si osserva che CPB, nel 2016, aveva richiesto il risarcimento dei medesimi danni (richiesti nel 2017 contro Saipem SA e Saipem (Portugal) Comércio Marítimo, Sociedade Unipessoal Lda in questo arbitrato) – in altro arbitrato ancora pendente contro Chevron, asserendo in quel caso la responsabilità di Chevron per le stesse voci di danno. In base al calendario arbitrale concordato tra le parti è attualmente previsto che le udienze si svolgano a partire dal 25 febbraio

2020 e che il lodo venga emesso entro la fine del medesimo anno.

Delibera Consob del 2 marzo 2018

Con riferimento alla delibera Consob n. 20324 del 2 marzo 2018 ("la Delibera"), il cui contenuto è illustrato nella sezione "Informazioni relative alla censura formulata dalla Consob ai sensi dell'art. 154-ter, comma 7, del D.Lgs. n. 58/1998 e alla comunicazione degli Uffici di Consob in data 6 aprile 2018", il Consiglio di Amministrazione di Saipem ha deliberato il 5 marzo 2018 di proporre impugnazione avverso la Delibera nelle competenti sedi giudiziarie.

Il ricorso al TAR-Lazio è stato depositato il 27 aprile 2018. A seguito dell'accesso agli atti del procedimento amministrativo, Saipem il 24 maggio 2018 ha depositato al TAR-Lazio motivi aggiunti di impugnazione avverso la citata Delibera.

Ricavi

Di seguito si analizzano le principali voci che compongono i ricavi. Le variazioni più significative sono dettagliate nel "Commento ai risultati economico-finanziari" nella "Relazione intermedia sulla gestione".

Ricavi della gestione caratteristica 36

I ricavi della gestione caratteristica si analizzano come segue:

	Primo semestre
(milioni di euro)	2017	2018
Ricavi delle vendite e delle prestazioni E&C	4.020	3.331
Ricavi delle vendite e delle prestazioni Drilling	570	467
Totale	4.590	3.798

e hanno la seguente articolazione per area geografica:

	Primo semestre
2017 (milioni di euro)	2018
Italia 204	158
Resto Europa 231	219
CSI 557	441
Medio Oriente 1.535	1.270
Estremo Oriente 315	158
Africa Settentrionale 548	598
Africa Occidentale e Resto Africa 887	728
Americhe 313	226
Totale 4.590	3.798

I ricavi di commessa comprendono il valore iniziale dei ricavi concordati nel contratto, le varianti nel lavoro di commessa e le revisioni prezzi richieste.

Le varianti (change order) sono costituite da corrispettivi aggiuntivi derivanti da modifiche ai lavori contrattualmente previsti richieste dal committente; le revisioni di prezzo (claim) sono costituite da richieste di corrispettivi aggiuntivi derivanti da maggiori oneri sostenuti per ragioni imputabili al committente. Change order e claim sono inclusi nell'ammontare dei ricavi quando sono sostanzialmente approvati nell'oggetto e/o nel prezzo, ancorché non ci sia ancora accordo sulla loro definizione e comunque entro l'ammontare di 30 milioni di euro.

L'importo cumulato, cioè prodotto anche in esercizi precedenti, dei corrispettivi aggiuntivi (change order e claim) al 30 giugno 2018, in relazione allo stato di avanzamento dei progetti, è pari a 471 milioni di euro, di cui il 77% è relativo a contratti oggetto di contenzioso. Le valutazioni dei progetti con posizioni di corrispettivi aggiuntivi in presenza di contenziosi legali in corso sono effettuate fino a concorrenza dei costi sostenuti, purché supportate da pareri tecnico-legali di consulenti esterni. I ricavi verso parti correlate sono dettagliati alla nota 49 "Rapporti con parti correlate".

Altri ricavi e proventi 37

Gli altri ricavi e proventi si analizzano come segue:

	Primo semestre
2017 (milioni di euro)	2018
Plusvalenza di vendita di immobilizzazioni 2	-
Indennizzi -	1
Altri proventi 3	5
Totale 5	6

Costi operativi

Di seguito si analizzano le principali voci che compongono i costi operativi. Le variazioni più significative sono commentate nel "Commento ai risultati economico-finanziari" nella "Relazione intermedia sulla gestione".

Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi 38

Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi si analizzano come segue:

	Primo semestre
(milioni di euro)	2017	2018
Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci	1.136	672
Costi per servizi	1.732	1.678
Costi per godimento di beni di terzi	374	270
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri	(9)	(8)
Altri oneri	27	39
a dedurre:
- incrementi di attività materiali per lavori interni	(5)	(4)
- variazioni delle rimanenze di materie prime, sussidiarie, di consumo e merci	21	14
Totale	3.276	2.661

I fondi per rischi e oneri sono commentati alla nota 24 "Fondi per rischi e oneri".

Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi verso parti correlate sono dettagliati alla nota 49 "Rapporti con parti correlate".

Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti 39

Nel corso del primo semestre del 2018 le riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti sono pari a 3 milioni di euro (8 milioni di euro nel primo semestre 2017).

Costo del lavoro 40

Il costo del lavoro si analizza come segue:

	Primo semestre
(milioni di euro)	2017	2018
Costo lavoro	856	741
a dedurre:
- incrementi di immobilizzazioni per lavori interni	(2)	(3)
Totale	854	738

Il costo lavoro comprende utilizzi al fondo per esodi agevolati pari a 12 milioni di euro, commentati alla nota 24 "Fondi per rischi e oneri".

Piani di incentivazione dei dirigenti con azioni Saipem

Allo scopo di realizzare un sistema di incentivazione e di fidelizzazione di dirigenti del Gruppo, Saipem SpA a partire dall'esercizio 2016, ha definito un piano di assegnazione gratuita di azioni (stock grant), le cui attuazioni sono state articolate su cicli triennali. Il costo è determinato con riferimento al fair value del diritto assegnato al dirigente, mentre la quota di competenza dell'esercizio è determinata pro-rata temporis lungo il periodo a cui è riferita l'incentivazione (cd. vesting period e periodo di co-investimento). Il fair value delle stock grant di competenza dell'esercizio, riferito a entrambe le attuazioni compiute, rispettivamente nel 2016 e nel 2017, è risultato complessivamente pari a 6 milioni di euro al 30 giugno 2018.

Alla data di assegnazione, la classificazione e il numero degli assegnatari, il rispettivo numero delle azioni assegnate e il successivo calcolo del fair value, si analizzano come segue.

Attuazione 2016

	N. dirigenti	N. azioni	Quota su azione (%)	Fair value unitario TSR (peso 50%)	Fair value unitario PFN (peso 50%)	ponderato unitario Fair value medio	complessivo Fair value	al 30.06.2017 (1) di competenza Fair value	al 30.06.2018 (1) di competenza Fair value
Dirigenti strategici (vesting period)			75	1,20	4,26
Dirigenti strategici	99	3.407.815					3,400 11.586.558	1.606.316	1.471.842
(periodo di co-investimento)			25	2,20	8,52
Dirigenti non strategici	272	2.330.350	100	1,20	4,26	2,750	6.408.463	1.052.861	1.008.128
Amministratore Delegato-CEO	1	365.349	100	1,20	4,26	2,750	1.004.709	167.452	167.452
Totale	372	6.103.514					3,111 18.999.730	2.826.629	2.647.422
(1) Il fair value al 30.06.2017 e al 30.06.2018 è rappresentato al netto dei diritti decaduti/assegnati in tale data.

Attuazione 2017

Dirigenti strategici (vesting period)			75	1,91	3,42
Dirigenti strategici	100	3.926.500					2,665 13.163.589	-	1.747.376
(periodo di co-investimento)			25	3,99	6,84
Dirigenti non strategici	244	2.418.400	100	1,91	3,42	3,353	6.445.036	-	1.055.238
Amministratore Delegato-CEO	1	397.500	100	1,91	3,42	3,353	1.059.338	-	176.395
Totale	345	6.742.400				3,0653 20.667.963		-	2.979.009

	N. dirigenti	N. azioni	Quota su azione (%)	Fair value unitario TSR (peso 50%)	Fair value unitario PFN (peso 50%)	ponderato unitario Fair value medio	di competenza complessivo Fair value Fair value	al 30.06.2017 (1) al 30.06.2018 (1) di competenza Fair value
Dirigenti strategici (vesting period)			75	1,91	3,42
Dirigenti strategici	100	3.926.500				2,665 13.163.589		- 1.747.376
(periodo di co-investimento)			25	3,99	6,84
Dirigenti non strategici	244	2.418.400	100	1,91	3,42	3,353	6.445.036	- 1.055.238
Amministratore Delegato-CEO	1	397.500	100	1,91	3,42	3,353	1.059.338	- 176.395
Totale (1) Il fair value al 30.06.2017 e al 30.06.2018 è rappresentato al netto dei diritti decaduti/assegnati in tale data.	345	6.742.400				3,0653 20.667.963		- 2.979.009
L'evoluzione del piano azionario è la seguente:
				2017			2018
		Numero		Prezzo medio	Prezzo di	Numero	Prezzo medio	Prezzo di
(migliaia di euro) Diritti esistenti a inizio periodo		di azioni 6.095.214		di esercizio (a) -	mercato (b) 32.914	di azioni 12.637.514	di esercizio (a) -	mercato (b) 48.149
Nuovi diritti assegnati		6.742.400		-	23.059	-	-	-
(Diritti esercitati nel periodo
di dimissione consensuale) (c)		(4.275)		-	(14)	(124.239)	-	(429)
(Diritti decaduti nel periodo)		(195.825)		-	(745)	(357.786)	-	(1.248)
Diritti esistenti a fine periodo		12.637.514		-	48.149	12.155.489	-	47.941
Di cui:
- esercitabili al 30.06.2018		-		-	-	-	-	-
- esercitabili al termine del vesting period		10.638.973		-	-	10.451.716	-	-
- esercitabili al termine del periodo di co-investimento		1.998.541		-	-	1.703.773	-	-
(a) Trattandosi di azioni gratuite, il prezzo di esercizio è nullo. (b) Il valore di mercato delle azioni sottostanti le stock grant assegnate o scadute nel periodo, corrisponde alla media dei valori di mercato delle azioni; il valore di mercato delle azioni sottostanti le stock grant esistenti a inizio e fine periodo è puntuale al 1° gennaio e al 31 dicembre per l'esercizio 2017 e al 1° gennaio e al 30 giugno per l'esercizio 2018. (c) Il piano azionario prevede, tra l'altro, che nei casi di risoluzione consensuale del rapporto di lavoro, il beneficiario conservi il diritto all'incentivo in misura ridotta, in relazione al periodo trascorso tra l'as segnazione delle azioni e il verificarsi di tale evento (art. 4.8 del regolamento del piano). Per i piani stock grant a beneficio dei dipendenti Saipem SpA, la rilevazione del costo è effettuata alla voce "Costo del lavoro" in contropartita alla voce "Altre riserve" del patrimonio netto. Per i piani a beneficio dei dipendenti delle società controllate, il fair value delle stock grant è rilevato alla data di assunzione del l'impegno alla voce "Costo del lavoro", in contropartita alla voce "Altre riserve" del patrimonio netto; nell'esercizio stesso il corri spondente ammontare è addebitato alle imprese di appartenenza, in contropartita alla voce "Costo del lavoro". In presenza di personale Saipem SpA che presta servizio nelle altre società del Gruppo, il costo è addebitato pro-rata temporis alla società presso cui i beneficiari sono in servizio. Numero medio dei dipendenti Il numero medio dei dipendenti delle imprese incluse nell'area di consolidamento ripartito per categoria è il seguente:
								Primo semestre
(numero) Dirigenti							2017 387	2018 383
Quadri							4.063	3.977
Impiegati							15.878	14.814
Operai							14.734	12.459
Marittimi							283	268
Totale							35.345	31.901
Il numero medio dei dipendenti è calcolato come semisomma dei dipendenti all'inizio e alla fine del periodo. Il numero medio dei dirigenti comprende i manager assunti e operanti all'estero la cui posizione organizzativa è assimilabile alla qualifica di dirigente.

Numero medio dei dipendenti

	Primo semestre
2017 (numero)	2018
Dirigenti 387	383
Quadri 4.063	3.977
Impiegati 15.878	14.814
Operai 14.734	12.459
Marittimi 283	268
Totale 35.345	31.901

Ammortamenti e svalutazioni 41

Gli ammortamenti e svalutazioni si analizzano come segue:

		Primo semestre
(milioni di euro)	2017	2018
Ammortamenti:
- attività materiali	260	224
- attività immateriali	4	4
Totale ammortamenti	264	228
Svalutazioni:
- attività materiali	85	196
- attività immateriali	-	60
Totale svalutazioni	85	256
Totale	349	484

Altri proventi (oneri) operativi 42

Negli "Altri proventi (oneri) operativi" sono rilevati gli effetti a conto economico delle valutazioni al fair value dei contratti derivati su commodity privi dei requisiti formali per essere considerati di copertura secondo gli IFRS. Al 30 giugno 2018 ammontano a 2 milioni di euro di proventi.

Proventi (oneri) finanziari 43

I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:

	Primo semestre
2017 (milioni di euro)	2018
Proventi (oneri) finanziari
Proventi finanziari 129	127
Oneri finanziari (316)	(152)
Totale (187)	(25)
Strumenti derivati 72	(55)
Totale (115)	(80)

Il valore netto dei proventi e oneri finanziari si analizza come segue:

		Primo semestre
(milioni di euro)	2017	2018
Differenze attive (passive) nette di cambio	(138)	20
Differenze attive di cambio	124	123
Differenze passive di cambio	(262)	(103)
Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto	(48)	(43)
Interessi attivi verso banche e altri finanziatori	4	3
Interessi passivi e altri oneri verso banche e altri finanziatori	(52)	(46)
Altri proventi (oneri) finanziari	(1)	(2)
Altri proventi finanziari verso terzi	1	1
Altri oneri finanziari verso terzi	(1)	(2)
Proventi (oneri) finanziari su piani a benefici definiti	(1)	(1)
Totale proventi (oneri) finanziari	(187)	(25)

I proventi (oneri) su contratti derivati si analizzano come segue:

	Primo semestre
2017 (milioni di euro)	2018
Contratti su valute 73	(55)
Contratti su tassi di interesse (1)	-
Totale 72	(55)

Gli oneri su contratti derivati di 55 milioni di euro (72 milioni di euro di proventi nel primo semestre 2017) si determinano principalmente per la rilevazione a conto economico degli effetti relativi alla valutazione al fair value dei contratti derivati che non possono considerarsi di copertura secondo gli IFRS e alla valutazione della componente forward dei contratti derivati qualificati di copertura. I proventi (oneri) finanziari verso parti correlate sono dettagliati alla nota 49 "Rapporti con parti correlate".

Proventi (oneri) su partecipazioni 44

Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto

L'effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto si analizza come segue:

		Primo semestre
(milioni di euro)	2017	2018
Quota di utile da valutazione con il metodo del patrimonio netto	10	8
Quota di perdite da valutazione con il metodo del patrimonio netto	(8)	(27)
Utilizzi (accantonamenti) netti del fondo copertura perdite per valutazione con il metodo del patrimonio netto	-	(30)
Totale	2	(49)

La quota di utili (perdite) da valutazione al patrimonio netto è commentata alla nota 15 "Partecipazioni".

Altri proventi (oneri) su partecipazioni

Nel corso del periodo non si sono registrati proventi (oneri) su partecipazioni.

Imposte sul reddito 45

Le imposte sul reddito si analizzano come segue:

	Primo semestre
(milioni di euro)	2017	2018
Imposte correnti:
- imprese italiane	91	6
- imprese estere	81	85
Imposte differite e anticipate nette:
- imprese italiane	(17)	19
- imprese estere	(45)	(15)
Totale	110	95

	Primo semestre
(milioni di euro)	2017	2018
Imposte sul reddito nel conto economico consolidato	110	95
Imposte sul reddito riconosciute nel prospetto del conto economico complessivo - riclassificabili	51	(13)
Imposte sul reddito riconosciute nel prospetto del conto economico complessivo - non riclassificabili	-	-
Effetto fiscale sull'utile complessivo di periodo	161	82

Utile di terzi azionisti 46

L'utile di pertinenza di terzi azionisti ammonta a 25 milioni di euro (11 milioni di euro di utile nel primo semestre 2017).

Utile (perdita) per azione 47

L'utile (perdita) per azione semplice è determinato dividendo l'utile (perdita) del periodo di competenza del Gruppo per il numero medio ponderato delle azioni di Saipem SpA in circolazione nel periodo, escluse le azioni proprie.

La riconciliazione del numero medio ponderato delle azioni in circolazione, utilizzato per la determinazione dell'utile per azione semplice e quello utilizzato per la determinazione dell'utile per azione diluito, è di seguito indicata:

		30.06.2017	30.06.2018
Numero medio ponderato di azioni in circolazione
per l'utile (perdita) semplice		1.003.860.693	996.129.397
Numero di azioni potenziali a fronte dei piani di stock grant		6.095.210	12.155.489
Numero di azioni di risparmio convertibili in azioni ordinarie		10.612	10.598
Numero medio ponderato di azioni in circolazione
per l'utile (perdita) diluito		1.009.966.515	1.008.295.484
Utile (perdita) di competenza Saipem	(milioni di euro)	(110)	(323)
Utile (perdita) per azione semplice	(ammontari in euro per azione)	(0,11)	(0,32)
Utile (perdita) per azione diluito	(ammontari in euro per azione)	(0,11)	(0,32)

Informazioni per settore di attività e per area geografica 48

Informazioni per settore di attività

			E&C Offshore	E&C Onshore	Offshore Drilling	Onshore Drilling	Non allocato	Totale
(milioni di euro)
Primo semestre 2017
Ricavi netti della gestione caratteristica			2.595	2.383	514	305	-	5.797
a dedurre: ricavi infragruppo			(575)	(383)	(191)	(58)	-	(1.207)
Ricavi da terzi			2.020	2.000	323	247	-	4.590
Risultato operativo			172	(53)	20	(15)	-	124
Ammortamenti e svalutazioni			88	70	124	67	-	349
Proventi (oneri) netti su partecipazioni			9	(7)	-	-	-	2
Investimenti in attività materiali e immateriali			41	2	63	41	-	147
Attività materiali e immateriali			2.657	559	1.664	775	-	5.655
Partecipazioni (a)			130	12	-	6	-	148
Attività correnti			1.855	2.499	288	291	2.330	7.263
Passività correnti			1.872	2.312	133	135	663	5.115
Fondi per rischi e oneri (a)			114	105	4	2	42	267
Primo semestre 2018
Ricavi netti della gestione caratteristica			2.356	1.823	389	292	-	4.860
a dedurre: ricavi infragruppo			(606)	(242)	(168)	(46)	-	1.062
Ricavi da terzi			1.750	1.581	221	246	-	3.798
Risultato operativo			153	(89)	(145)	7	-	(74)
Ammortamenti e svalutazioni			99	79	249	57	-	484
Proventi (oneri) netti su partecipazioni			(47)	(2)	-	-	-	(49)
Investimenti in attività materiali e immateriali			262	8	25	18	-	313
Attività materiali e immateriali			2.702	526	1.334	612	-	5.174
Partecipazioni (a)			114	(26)	-	3	-	91
Attività correnti			1.793	1.999	255	284	2.178	6.509
Passività correnti			1.614	2.220	83	119	436	4.472
Fondi per rischi e oneri (a)			(83)	(126)	(2)	(5)	(98)	(314)
Informazioni per area geografica In considerazione della peculiarità del business di Saipem caratterizzato dall'utilizzo di una flotta navale che, operando su più pro getti nell'arco di un esercizio, non può essere attribuita in modo stabile a un'area geografica specifica, alcune attività vengono ri tenute non direttamente allocabili. Con riferimento alle attività materiali e immateriali e agli investimenti la componente non allocabile è riconducibile ai mezzi navali, all'attrezzatura collegata agli stessi e al goodwill. Con riferimento alle attività correnti la componente non allocabile è riconducibile alle rimanenze, anch'esse collegate ai mezzi na vali. L'informativa relativa alla ripartizione dei ricavi per area geografica viene fornita nella nota 36 "Ricavi della gestione caratteristica".
(milioni di euro)	Italia	Resto Europa	CSI	Resto Asia	Settentrionale Africa	Occidentale Africa	Non allocabili Americhe	Totale
Primo semestre 2017
Investimenti in attività materiali e immateriali	5	1	6	33	-	-	7 95	147
Attività materiali e immateriali	72	22	126	685	1	49 379	4.321	5.655
Attività direttamente attribuibili
(correnti)	1.467	569	543	2.193	480	811	520 680	7.263
Primo semestre 2018
Investimenti in attività materiali
e immateriali	10	2	6	12	-	-	3 280	313
Attività materiali e immateriali	93	30	106	590	1	42	266 4.046	5.174
Attività direttamente attribuibili (correnti)	1.183	320	394	1.934	642	762 556	718	6.509

Informazioni per area geografica

(milioni di euro)
Primo semestre 2017
Investimenti in attività materiali e immateriali	5	1	6	33	-	-	7	95	147
Attività materiali e immateriali	72	22	126	685	1	49	379	4.321	5.655
Attività direttamente attribuibili (correnti) Primo semestre 2018	1.467	569	543	2.193	480	811	520	680	7.263
Investimenti in attività materiali e immateriali	10	2	6	12	-	-	3	280	313
Attività materiali e immateriali	93	30	106	590	1	42	266	4.046	5.174
Attività direttamente attribuibili

Le attività correnti sono state allocate per area geografica sulla base dei seguenti criteri: (i) con riferimento alle disponibilità liquide ed equivalenti e ai crediti finanziari, l'allocazione è stata effettuata considerando il Paese in cui hanno sede i conti correnti intestati alle singole società; (ii) con riferimento alle rimanenze l'allocazione è stata effettuata considerando il Paese in cui sono dislocati i magazzini terra (a esclusione di quelli dislocati presso le navi); (iii) con riferimento ai crediti commerciali e alle altre attività è stata considerata l'area di appartenenza del progetto operativo.

Le attività non correnti sono state allocate per area geografica considerando il Paese in cui opera l'asset, a eccezione dei mezzi navali di perforazione mare e costruzione mare, il cui saldo è incluso nella voce "Non allocabili".

Rapporti con parti correlate 49

In data 22 gennaio 2016, a seguito dell'entrata in vigore dell'accordo di cessione del 12.5% del capitale sociale di Saipem SpA da parte di Eni a CDP Equity SpA (ex Fondo Strategico Italiano), è venuto meno il controllo solitario di Eni su Saipem SpA sostituito dal controllo congiunto esercitato da Eni e CDP Equity SpA, con conseguente variazione del perimetro dei soggetti che risultano parti correlate. Le operazioni compiute da Saipem SpA e dalle imprese incluse nel campo di consolidamento con le parti correlate riguardano essenzialmente la prestazione di servizi e lo scambio di beni con joint venture, imprese collegate e imprese controllate escluse dall'area di consolidamento di Saipem SpA, con imprese controllate, a controllo congiunto e collegate prevalentemente di Eni SpA, con alcune società a controllo congiunto e collegate di CDP Equity SpA, con società controllate dallo Stato italiano, in particolare società del Gruppo Snam; esse fanno parte dell'ordinaria gestione e sono regolate a condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti. Tutte le operazioni poste in essere sono state compiute nell'interesse delle imprese di Saipem.

Ai sensi degli obblighi informativi previsti dal Regolamento Consob n. 17221 del 12 marzo 2010, nel corso del primo semestre 2018 sono state effettuate le seguenti operazioni con parti correlate:

in data 6 giugno 2018 è stato firmato tra Rete Ferroviaria Italiana SpA ("RFI"), Consorzio CEPAV Due (formato da Saipem SpA, Impresa Pizzarotti & C e Gruppo ICM SpA), Saipem SpA, Impresa Pizzarotti & C, Gruppo ICM SpA ed Eni SpA il contratto relativo alla progettazione esecutiva e realizzazione della tratta ferroviaria Brescia-Verona Linea AV/AC Milano-Verona ("Secondo Atto Integrativo") (di seguito "il Contratto"). II Contratto è stato aggiudicato al Consorzio CEPAV Due a trattativa diretta nell'ambito della convenzione sottoscritta tra RFI, Eni e il Consorzio CEPAV Due il 15 ottobre 1991. Nell'ambito del Contratto Eni riveste il ruolo di garante delle obbligazioni del CEPAV Due conformemente alle previsioni della citata convenzione. II Contratto ha ad oggetto la progettazione e la realizzazione della tratta ferroviaria ad Alta Velocita/Alta Capacita Brescia-Verona di circa 48 km e relative infrastrutture e interconnessioni; i lavori sono suddivisi in due lotti costruttivi e avranno una durata di 82 mesi. Il prezzo contrattuale forfettario è di 1.645,80 milioni di euro per il Primo Lotto Costruttivo (LC1). L'intero valore della tratta è pari a 2.160 milioni di euro;
il rapporto intrattenuto con Vodafone Italia SpA, correlata a Eni SpA per il tramite di un componente del Consiglio di Amministrazione in applicazione del Regolamento Consob in materia di operazioni con parti correlate del 12 marzo 2010 e della procedura interna Saipem "Operazioni con interessi degli amministratori e sindaci e operazioni con parti correlate". I suddetti rapporti, regolati alle condizioni di mercato, riguardano essenzialmente costi per servizi di comunicazione mobile per 1 milione di euro.

Sono di seguito evidenziati gli ammontari dei rapporti, di natura commerciale e diversa e di natura finanziaria, posti in essere con parti correlate. L'analisi per società è fatta sulla base del principio di rilevanza correlato all'entità complessiva dei singoli rapporti; i rapporti non evidenziati analiticamente, in quanto non rilevanti, sono indicati secondo la seguente aggregazione:

imprese controllate escluse dall'area di consolidamento;
imprese joint venture e collegate;
imprese controllate di Eni e CDP Equity SpA;
imprese collegate e a controllo congiunto di Eni e CDP Equity SpA;
imprese controllate dallo Stato e altre parti correlate.

Rapporti commerciali e diversi

I rapporti commerciali e diversi sono di seguito analizzati:

(milioni di euro)

		30.06.2017			Primo semestre 2017
	Crediti	Debiti commerciali, altri debiti			Costi	Ricavi
Denominazione	commerciali e altri crediti	e passività contrattuali	Garanzie	Beni	Servizi (1)	Beni e servizi	Altri
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento
SAGIO - Companhia Angolana de Gestão
de Instalaçao Offshore Lda	-	1	-	-	1	-	-
Altre (per rapporti di importo unitario
non superiore a 500 migliaia di euro)	1	-	-	-	-	-	-
Totale controllate escluse dall'area di consolidamento	1	1	-	-	1	-	-
Imprese joint venture e collegate
ASG Scarl	-	5	-	-	-	-	-
CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Due	12	13	139	-	7	53	-
CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Uno	3	3	119	-	-	-	-
Gruppo Rosetti Marino SpA	-	1	-	-	-	-	-
KWANDA Suporte Logistico Lda	52	11	-	-	1	1	-
Petromar Lda	53	1	3	-	-	7	-
Saipem Taqa Al Rushaid Fabricators Co Ltd	7	9	-	-	4	-	-
Southern Gas Constructors Ltd	1	-	-	-	-	-	-
Tecnoprojecto Internacional Projectos
e Realizações Industriais SA	1	-	-	-	-	-	-
TMBYS SAS	4	-	-	-	-	-	-
TSGI Mühendislik I· ns¸aat Ltd S¸irketi	4	-	-	-	-	1	-
Xodus Subsea Ltd	3	2	-	-	-	-	-
Altre (per rapporti di importo unitario
non superiore a 500 migliaia di euro)	-	1	-	-	-	-	-
Totale joint venture e collegate	140	46	261	-	12	62	-
Imprese controllate di Eni/CDP Equity SpA
Eni SpA	1	-	1.673	-	-	(1)	-
Eni SpA Divisione Exploration & Production	16	-	1	-	-	33	-
Eni SpA Divisione Gas & Power	1	1	-	-	1	-	-
Eni SpA Divisione Refining & Marketing	-	-	11	-	-	1	-
Agip Kazakhstan North Caspian	-	-	17	-	-	-	-
Agip Oil Ecuador BV	3	-	-	-	-	7	-
Eni Adfin SpA	-	3	-	-	4	-	-
Eni Angola SpA	34	-	21	-	-	127	-
Eni Congo SA	43	3	6	-	-	45	-
Eni East Sepinggan Ltd	-	-	-	-	-	1	-
Eni Insurance Ltd	-	-	-	-	(1)	-	-
Eni Lasmo PLC	2	-	-	-	-	-	-
Eni Muara Bakau BV	27	3	36	-	-	51	-
Eni Norge AS	30	-	-	-	-	72	-
EniServizi SpA	-	3	-	-	15	-	-
First Calgary Petroleum LP	-	-	100	-	-	-	-
Ieoc Exploration BV	-	-	1	-	-	-	-
Serfactoring SpA	-	1	-	-	-	-	-
Syndial SpA	-	-	1	-	-	-	-
Tecnomare SpA	1	-	-	-	-	1	-
Versalis SpA	1	-	43	-	-	12	-
Altre (per rapporti di importo unitario
non superiore a 500 migliaia di euro)	-	-	-	-	1	-	-
Totale imprese controllate di Eni/CDP Equity SpA	159	14	1.910	-	20	349	-

Seguono i rapporti commerciali e diversi:

(milioni di euro)

		30.06.2017				Primo semestre 2017
	Crediti	Debiti commerciali, altri debiti			Costi	Ricavi
Denominazione	commerciali e passività e altri crediti contrattuali	Garanzie	Beni	Servizi (1)	Beni e servizi	Altri
Totale imprese controllate di Eni/CDP Equity SpA	159	14	1.910	-	20	349	-
Imprese collegate e a controllo congiunto di Eni/CDP Equity SpA
Mozambique Rovuma Venture SpA (ex Eni East Africa SpA)	1	-	-	-	-	2	-
Greenstream BV	1	-	-	-	-	-	-
InAgip doo	-	-	1	-	-	-	-
Mellitah Oil&Gas BV	1	-	30	-	-	-	-
Petrobel Belayim Petroleum Co	200	93	253	-	-	613	-
PetroJunìn SA	-	-	2	-	-	-	-
Altre (per rapporti di importo unitario non superiore a 500 migliaia di euro)	-	-	-	-	-	1	-
Totale imprese collegate e a controllo congiunto
di Eni/CDP Equity SpA	203	93	286	-	-	616	-
Totale imprese di Eni/CDP Equity SpA	362	107	2.196	-	20	965	-
Imprese controllate o possedute dallo Stato	15	-	79	-	-	15	-
Totale rapporti con parti correlate	518	154	2.536	-	33	1.042	-
Totale generale	2.640	4.361	6.332	1.136	2.125	4.590	5
Incidenza (%)	19,73 (2)	3,53	40,05	-	1,55	22,70	-

(1) La voce "Servizi" comprende costi per servizi, costi per godimento di beni di terzi e altri oneri.

(2) L'incidenza include i crediti riportati nella successiva tabella "Rapporti finanziari".

I rapporti commerciali e diversi al 30 giugno 2018 sono di seguito analizzati:

(milioni di euro)

	30.06.2018				Primo semestre 2018
	Crediti	Debiti commerciali, altri debiti e passività contrattuali			Costi	Ricavi
Denominazione	commerciali e altri crediti		Garanzie	Beni	Servizi (1)	Beni e servizi	Altri
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento
SAGIO - Companhia Angolana de Gestão de Instalaçao Offshore Lda	-	-	-	-	-	-	-
Altre (per rapporti di importo unitario non superiore a 500 migliaia di euro)	-	-	-	-	-	-	-
Totale controllate escluse dall'area di consolidamento	-	-	-	-	-	-	-
Imprese joint venture e collegate
ASG Scarl	-	2	-	-	-	-	-
CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Due	9	16	144	-	9	35	-
CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Uno	3	6	119	-	-	-	-
Gruppo Rosetti Marino SpA	-	-	-	-	-	-	-
KWANDA Suporte Logistico Lda	45	8	-	-	-	3	-
Petromar Lda	18	2	-	-	1	4	-
Saipem Taqa Al Rushaid Fabricators Co Ltd	10	9	-	-	-	-	-
Southern Gas Constructors Ltd	-	-	-	-	-	-	-
Tecnoprojecto Internacional Projectos e Realizações Industriais SA	1	-	-	-	-	-	-
TMBYS SAS	-	-	-	-	-	-	-
TSGI Mühendislik I· ns¸aat Ltd S¸irketi	13	-	-	-	-	6	-
Xodus Subsea Ltd	3	2	-	-	-	-	-
Altre (per rapporti di importo unitario non superiore a 500 migliaia di euro)	-	-	-	-	1	-	-
Totale joint venture e collegate	102	45	263	-	11	48	-

Seguono i rapporti commerciali e diversi:

(milioni di euro)

		30.06.2018		Primo semestre 2018
	Crediti	Debiti commerciali, altri debiti			Costi	Ricavi
Denominazione	commerciali e altri crediti	e passività contrattuali	Garanzie	Beni	Servizi (1)	Beni e servizi	Altri
Totale joint venture e collegate	102	45	263	-	11	48	-
Imprese controllate di Eni/CDP Equity SpA
Eni SpA	1	-	903	-	-	3	-
Eni SpA Divisione Exploration & Production	16	-	-	-	1	32	-
Eni SpA Divisione Gas & Power	1	1	-	-	-	-	-
Eni SpA Divisione Refining & Marketing	2	-	11	-	-	3	-
Agip Kazakhstan North Caspian	-	-	-	-	-	-	-
Agip Oil Ecuador BV	1	-	-	-	-	-	-
Eni Adfin SpA	-	-	-	-	-	-	-
Eni Angola SpA	28	-	59	-	-	85	-

Eni Congo SA	31	9	4	-	-	24	-
Eni Cyprus Ltd	-	-	-	-	-	12	-
Eni East Sepinggan Ltd	-	-	-	-	-	-	-
Eni Ghana E&P	13	-	5	-	-	24	-
Eni Insurance Ltd	-	-	-	-	-	-	-
Eni Lasmo PLC	-	-	-	-	-	-	-
Eni Maroc BV	12	-	-	-	-	13	-
Eni Muara Bakau BV	-	-	17	-	-	4	-
Eni Norge AS	-	-	-	-	-	-	-
Eni Portugal BV	2	-	-	-	-	-	-
Eni Vietnam BV	6	-	-	-	-	6	-
EniServizi SpA	-	1	-	-	15	-	-
First Calgary Petroleum LP	-	-	100	-	-	-	-
Ieoc Exploration BV	-	-	1	-	-	-	-
Naoc - Nigerian Agip Oil Co Ltd	31	-	-	-	4	2	-
Serfactoring SpA	-	1	-	-	-	-	-
Syndial SpA	-	-	-	-	-	-	-
Tecnomare SpA	2	-	-	-	-	2	-
Versalis SpA	4	-	26	-	-	7	-
Altre (per rapporti di importo unitario
non superiore a 500 migliaia di euro)	-	-	-	-	-	1	-
Totale imprese controllate di Eni/CDP Equity SpA	150	12	1.126	-	20	218	-
Imprese collegate e a controllo congiunto di Eni/CDP Equity SpA
Mozambique Rovuma Venture SpA (ex Eni East Africa SpA)	-	-	-	-	-	-	-
Greenstream BV	1	-	-	-	-	1	-
InAgip doo	-	-	-	-	-	-	-
Mellitah Oil&Gas BV	-	-	30	-	-	-	-
Petrobel Belayim Petroleum Co	467	73	318	-	-	736	-
PetroJunìn SA	-	-	2	-	-	-	-
Raffineria di Milazzo	1	-	-	-	-	1	-
Altre (per rapporti di importo unitario
non superiore a 500 migliaia di euro)	-	-	1	-	-	1	-
Totale imprese collegate e a controllo congiunto di Eni/CDP Equity SpA	469	73	351	-	-	739	-
Totale imprese di Eni/CDP Equity SpA	619	85	1.477	-	20	957	-
Imprese controllate o possedute dallo Stato	17	-	67	-	-	13	-
Totale rapporti con parti correlate	738	130	1.807	-	31	1.018	-
Totale generale	2.502	3.904	5.565	672	1.987	3.798	6
Incidenza (%)	29,58	3,33	32,47	-	1,56	26,80	-

(1) La voce "Servizi" comprende costi per servizi, costi per godimento di beni di terzi e altri oneri e le riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti.

I valori riportati in tabella fanno riferimento alle note 8 "Crediti commerciali e altri crediti", 19 "Debiti commerciali e altri debiti", 35 "Garanzie, impegni e rischi", 36 "Ricavi della gestione caratteristica", 37 "Altri ricavi e proventi" e 38 "Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi".

Il Gruppo Saipem fornisce servizi alle imprese del Gruppo Eni in tutti i settori in cui opera sia in Italia che all'estero. I rapporti verso le imprese controllate o possedute dallo Stato sono in essere principalmente nei confronti del Gruppo Snam. Gli altri rapporti sono di seguito analizzati:

		31.12.2017	30.06.2018
(milioni di euro)	Altre attività	Altre passività	Altre attività	Altre passività
CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Uno	1	-	1	-
Eni SpA	1	5	-	-
Totale rapporti con parti correlate	2	5	1	-
Totale generale	287	25	192	142
Incidenza (%)	0,70	20,00	0,52	-

Rapporti finanziari

I rapporti finanziari sono di seguito analizzati:

(milioni di euro)
		31.12.2017	Primo semestre 2017
Denominazione	Disponibilità liquide ed equivalenti	Crediti (1)	Debiti	Impegni	Oneri	Proventi	Derivati
Serfactoring SpA	-	2	-	-	-	-	-
Totale rapporti con parti correlate	-	2	-	-	-	-	-

(1) Esposti nello stato patrimoniale per 2 milioni di euro alla voce "Crediti commerciali e altri crediti".

I rapporti finanziari al 30 giugno 2018 sono di seguito analizzati:

(milioni di euro)

		30.06.2018					Primo semestre 2018
Denominazione	Disponibilità liquide ed equivalenti	Crediti (1)	Debiti	Impegni	Oneri	Proventi	Derivati
Serfactoring SpA	-	2	-	-	-	-	-
Totale rapporti con parti correlate	-	2	-	-	-	-	-

(1) Esposti nello stato patrimoniale per 2 milioni di euro alla voce "Crediti commerciali e altri crediti".

L'incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate relative ai rapporti finanziari è la seguente:

		31.12.2017		30.06.2018
(milioni di euro)	Totale	Entità correlate	Incidenza %	Totale	Entità correlate	Incidenza %
Passività finanziarie a breve	120	-	-	73	-	-
Passività finanziarie a lungo termine
(comprensive delle quote a breve termine)	2.998	-	-	2.977	-	-
Totale	3.118	-	-	3.050	-	-

	Primo semestre 2017			Primo semestre 2018
(milioni di euro)	Totale	Entità correlate	Incidenza %	Totale	Entità correlate	Incidenza %
Proventi finanziari	129	-	-	127	-	-
Oneri finanziari	(316)	-	-	(152)	-	-
Strumenti derivati	72	-	-	(55)	-	-
Altri proventi (oneri) operativi	-	-	-	2	-	-
Totale	(115)	-	-	(78)	-	-

I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella:

30.06.2017 (milioni di euro)	30.06.2018
Ricavi e proventi 1.042	1.018
Costi e oneri (33)	(31)
Proventi (oneri) finanziari e strumenti derivati -	-
Variazione crediti/debiti commerciali e altri (80)	(454)
Flusso di cassa netto da attività operativa 929	533
Variazione crediti finanziari -	-
Flusso di cassa netto da attività di investimento -	-
Variazione debiti finanziari -	-
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento -	-
Flusso di cassa totale verso entità correlate 929	533

L'incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:

	30.06.2017			30.06.2018
(milioni di euro)	Totale	Entità correlate	Incidenza %	Totale	Entità correlate	Incidenza %
Flusso di cassa da attività di periodo	63	929	1.474,60	288	533	185,07
Flusso di cassa da attività di investimento	(147)	-	-	(313)	-	-
Flusso di cassa da attività di finanziamento (*)	38	-	-	(71)	-	-

(*) Nel flusso di cassa da attività di finanziamento non sono stati considerati i dividendi distribuiti, l'acquisto netto di azioni proprie e gli apporti di capitale proprio da terzi.

Informazioni relative alle imprese a controllo congiunto

I valori relativi alla situazione al 30 giugno 2018 delle imprese consolidate con il metodo del working interest, confrontati con lo stesso periodo dell'anno precedente, sono i seguenti:

30.06.2017 (milioni di euro)	30.06.2018
Capitale investito netto (55)	(55)
Totale attività 61	57
Totale attività correnti 61	57
Totale attività non correnti -	-
Totale passività 61	57
Totale passività correnti 61	57
Totale passività non correnti -	-
Totale ricavi 4	-
Totale costi operativi (4)	-
Utile operativo -	-
Utile (perdita) di periodo -	-

Eventi e operazioni significativi e non ricorrenti 50

Nel primo semestre 2017 e nel primo semestre 2018 non si segnalano eventi e/o operazioni significativi non ricorrenti.

Transazioni derivanti da operazioni atipiche e inusuali 51

Nel primo semestre 2017 e nel primo semestre 2018 non si segnalano operazioni atipiche e inusuali.

Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo 52

I fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo sono indicati nel paragrafo "Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del semestre" della "Relazione intermedia sulla gestione".

Altre informazioni: Algeria 53

A completamento dell'informativa inclusa nella nota Algeria del paragrafo "Contenziosi" e al solo fine di fornire un quadro organico e completo, si specifica quanto segue con riferimento ai rapporti patrimoniali relativi ai progetti realizzati in Algeria al 30 giugno 2018:

due conti correnti (rif. nota 6) sono bloccati per un totale di 70 milioni di euro equivalenti (70 milioni di euro al 31 dicembre 2017);
i crediti commerciali (rif. nota 8) ammontano a 0 milioni di euro (7 milioni di euro al 31 dicembre 2017); - gli altri fondi rischi e oneri (rif. nota 24) ammontano a 17 milioni di euro (22 milioni di euro al 31 dicembre 2017), principalmente per spese future;
gli altri debiti (rif. nota 19) ammontano a 0 milioni di euro (131 milioni di euro al 31 dicembre 2017);
le garanzie (rif. nota 35) su progetti realizzati ammontano a 130 milioni di euro (347 milioni di euro al 31 dicembre 2017).

Altre informazioni: Delibera Consob n. 20324 54

La Società ha diffuso il 5 marzo 2018 un comunicato stampa con il quale ha dato atto della delibera n. 20324 assunta dalla Commissione Consob il 2 marzo 2018.

Con riferimento allo stesso e all'avvio del procedimento finalizzato all'adozione della misura di cui all'art. 154-ter, comma 7, del D.Lgs. n. 58/1998, si rimanda alla specifica sezione.

Informazioni relative alla censura formulata dalla Consob ai sensi dell'art. 154-TER, comma 7, del D.Lgs. n. 58/1998 e alla comunicazione degli Uffici di Consob in data 6 aprile 2018

Il 30 gennaio 2018 la Consob, in esito alla verifica ispettiva avviata in data 7 novembre 2016 (e conclusa in data 23 ottobre 2017) e di cui Saipem ha dato conto nella Relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2016, ha comunicato a Saipem di aver rilevato profili di non conformità "del bilancio d'esercizio e del bilancio consolidato al 31 dicembre 2016, nonché della Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2017" ai principi contabili internazionali applicabili (IAS 1 "Presentazione del bilancio"; IAS 34 "Bilancio intermedio"; IAS 8 "Principi contabili, cambiamenti nelle stime contabili ed errori", par. 5, 41 e 42; IAS 36 "Riduzione di valore delle attività", par. 31, 55-57) e, conseguentemente, l'avvio "del procedimento finalizzato all'adozione della misura di cui all'art. 154-ter, comma 7, del D.Lgs. n. 58/1998".

Con note del 13 e del 15 febbraio 2018 la Società ha trasmesso alla Consob le proprie considerazioni in ordine ai rilievi formulati dagli Uffici, evidenziando le ragioni per le quali ritiene di non condividere tali rilievi.

Il 2 marzo 2018 la Commissione, in parziale accoglimento dei rilievi degli Uffici, ha comunicato a Saipem la propria delibera n. 20324 (la "Delibera"), con la quale ha accertato la "non conformità del bilancio consolidato e di esercizio 2016 di Saipem alle norme che ne disciplinano la predisposizione", senza censurare invece la correttezza della Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2017.

Secondo la Delibera, la non conformità del bilancio consolidato e di esercizio 2016 di Saipem alle norme che ne governano la predisposizione concernerebbe in particolare: (i) la non corretta applicazione del principio della contabilizzazione per competenza sancito dalla norma contabile IAS 1; (ii) la mancata applicazione del principio contabile IAS 8 in relazione alla correzione degli errori attinenti al bilancio 2015; e (iii) il processo di stima del tasso di attualizzazione ai sensi del principio contabile IAS 36.

La Consob ha quindi chiesto alla Società, ai sensi dell'art. 154-ter, comma 7, del D.Lgs. n. 58 del 1998, di rendere noti al mercato i seguenti elementi di informazione:

(A) le carenze e le criticità rilevate dalla Consob in ordine alla correttezza contabile dei bilanci di cui sopra;
(B) i principi contabili internazionali applicabili e le violazioni riscontrate al riguardo;
(C) l'illustrazione, in un'apposita situazione economico-patrimoniale consolidata pro-forma corredata dei dati comparativi degli effetti che una contabilizzazione conforme alle regole avrebbe prodotto sulla situazione patrimoniale, sul conto economico e sul patrimonio netto dell'esercizio 2016, per i quali è stata fornita un'informativa errata.
A. Carenze e criticità rilevate dalla Consob in ordine alla correttezza contabile del bilancio consolidato e di esercizio 2016. Le carenze e le criticità riscontrate dalla Consob con riguardo al bilancio consolidato e al bilancio d'esercizio 2016 sono sostanzialmente riconducibili ai seguenti due profili:
(a) non conformità del "bilancio d'esercizio e consolidato di Saipem SpA 2016, con riferimento ai dati comparativi relativi all'esercizio 2015";
(b) non conformità del processo di stima del tasso di attualizzazione alla base dell'impairment test relativo al bilancio 2016 a quanto previsto dal principio contabile IAS 36 che prevede che la Società debba "applicare il tasso di attualizzazione appropriato a[i...] flussi finanziari futuri".

Relativamente al punto (a), la contestazione riguarda la non conformità del bilancio consolidato e d'esercizio 2016:

(i) allo IAS 1, par. 27, secondo il quale "un'entità deve preparare il proprio bilancio, ad eccezione dell'informativa sui flussi finanziari, secondo il principio della contabilizzazione per competenza" e par. 28, secondo cui "quando viene utilizzata la contabilizzazione per competenza, un'entità rileva le voci come attività, passività, patrimonio netto, ricavi e costi (gli elementi del bilancio) quando soddisfano le definizioni e i criteri di rilevazione previsti per tali elementi nel Quadro sistematico"; e
(ii) allo IAS 8, par. 41, secondo cui "[...], errori rilevanti a volte non sono scoperti sino a un esercizio successivo, e tali errori di esercizi precedenti sono corretti nell'informativa comparativa presentata nel bilancio per tale esercizio successivo" e par. 42 secondo cui "l'entità deve correggere gli errori rilevanti di esercizi precedenti retroattivamente nel primo bilancio autorizzato alla pubblicazione dopo la loro scoperta come segue: (a) determinando nuovamente gli importi comparativi per l'esercizio/gli esercizi precedente/i in cui è stato commesso l'errore [...]".

In sostanza, ad avviso della Consob, le circostanze alla base di talune delle svalutazioni rilevate da Saipem nel bilancio 2016 sarebbero esistite, in tutto o in parte, già alla data di predisposizione del bilancio 2015. Infatti, Consob contesta alla Società la circostanza di avere approvato il bilancio consolidato e d'esercizio 2016 senza avere corretto "errori rilevanti" contenuti nel bilancio consolidato e d'esercizio del periodo amministrativo precedente, relativamente alle seguenti poste contabili:

"immobili, impianti e macchinari";
"rimanenze";
"attività per imposte".

Relativamente al punto sub (b), Consob non condivide il fatto che la Società, ai fini dello svolgimento dell'impairment test: (i) abbia utilizzato un tasso unico per attualizzare flussi di business unit, caratterizzate da un profilo di rischio differente; (ii) non abbia considerato il rischio Paese in relazione ad alcuni asset che operano in specifiche aree geografiche per lungo tempo; (iii) non abbia tenuto conto delle modifiche nel profilo di rischio della Società conseguenti all'operazione che ha determinato il venir meno del consolidamento di Saipem nel Gruppo Eni.

B. I principi contabili internazionali applicabili e le violazioni riscontrate al riguardo.

La Consob ritiene che il bilancio consolidato e il bilancio separato di Saipem al 31 dicembre 2016 non siano conformi ai seguenti principi contabili: IAS 1, IAS 8 e IAS 36.

Nel dettaglio, la Consob ha osservato che la Società ha approvato il bilancio consolidato e d'esercizio 2016, senza avere corretto "errori rilevanti" contenuti nel bilancio consolidato e d'esercizio del periodo amministrativo precedente, relativamente alle seguenti poste contabili:

"immobili, impianti e macchinari";
"rimanenze";
"attività per imposte".

Con riferimento alla voce "immobili, impianti e macchinari" dell'esercizio 2015, Consob contesta la non corretta applicazione dello IAS 16 "Immobili, impianti e macchinari" e dello IAS 36.

Più in particolare, Consob ritiene che alcune svalutazioni operate dalla Società su "immobili, impianti e macchinari" nel bilancio consolidato 2016 avrebbero dovuto, almeno in parte, essere rilevate, per competenza economica, nell'esercizio precedente. Per la precisione, Consob contesta:

(i) la non corretta applicazione dello IAS 36 in tema di impairment test con riferimento alla valutazione di alcuni asset iscritti nella voce "Immobili, impianti e macchinari" della business unit Drilling Offshore e con riguardo agli asset iscritti nella business unit Engineering & Construction Offshore e Onshore. Il rilievo di Consob attiene alle modalità di stima dei flussi di cassa attesi dall'impiego di tali asset ai fini dell'applicazione del test di impairment con riguardo all'esercizio 2015 e segnatamente alla non corretta applicazione dello IAS 36: (a) par. 33, lett. a), secondo cui "nella valutazione del valore d'uso un'entità deve: a) basare le proiezioni dei flussi finanziari su presupposti ragionevoli e dimostrabili in grado di rappresentare la migliore stima effettuabile da parte della direzione aziendale di una serie di condizioni economiche che esisteranno lungo la restante vita utile dell'attività. Maggior peso deve essere dato alle evidenze provenienti dall'esterno"; (b) par. 34 nella parte che prevede che il management valuti la ragionevolezza delle ipotesi su cui le proiezioni dei flussi si basano, esaminando le cause delle differenze tra le proiezioni dei flussi finanziari passati e i flussi finanziari attuali, e assicurando che le ipotesi su cui si basano le attuali proiezioni di flussi siano coerenti con i risultati passati effettivamente conseguiti; (c) par. 35 nella parte che richiama l'approccio da seguire quando fa uso di proiezioni di flussi finanziari per un periodo superiore ai cinque anni, evidenziando che tale approccio è consentito "se [l'entità] è fiduciosa che tali proiezioni siano attendibili e se può dimostrare la propria capacità, fondata sulle passate esperienze, di prevedere accuratamente flussi finanziari per un periodo più lungo".
(ii) la non corretta applicazione dello IAS 16, parr. 51, 56 e 57 in tema di vita utile residua di alcuni asset iscritti nella voce "Immobili, impianti e macchinari" della business unit Drilling Onshore, della business unit Engineering & Construction Offshore e della business unit Engineering & Construction Onshore. Il rilievo di Consob attiene alla circostanza che la revisione della stima della vita utile residua degli asset citati (effettuata nel bilancio 2016) avrebbe dovuto essere effettuata già nell'esercizio 2015. In particolare, Consob contesta che non sarebbe stato correttamente applicato lo IAS 16: (a) par. 51 nella parte che prevede che "il valore residuo e la vita utile di un'attività devono essere rivisti almeno a ogni chiusura di esercizio e, se le aspettative differiscono dalle precedenti stime, il/i cambiamento/i deve/ono essere considerato/i come un cambiamento nella stima contabile secondo quanto previsto dallo IAS 8 Principi contabili, cambiamenti nelle stime contabili ed errori"; (b) par. 56 nella parte che prevede che "i benefici economici futuri di un'attività sono fruiti da un'entità principalmente tramite il suo utilizzo. Tuttavia, altri fattori, quali l'obsolescenza tecnica o commerciale e il deterioramento fisico di un bene che rimane inutilizzato, spesso conducono a una diminuzione dei benefici economici attesi [...]"; par. 57 nella parte che prevede che "[l]a vita utile di un bene viene definita in termini di utilità attesa dal bene per l'entità. La politica di gestione del bene di un'entità può comportare la dismissione di beni dopo un tempo determinato o dopo l'utilizzo di una specifica parte dei benefici economici futuri derivanti dal bene stesso. La vita utile di un bene, perciò, può essere più breve della sua vita economica. La stima della vita utile dell'attività comporta l'esercizio di una valutazione soggettiva, fondata sull'esperienza dell'entità su attività similari".

In conseguenza dei rilievi di cui sopra, Consob non condivide anche la competenza economica delle svalutazioni effettuate nel bilancio consolidato e d'esercizio 2016 con riferimento ad alcuni magazzini e ad un'imposta differita attiva correlate alle voci dianzi oggetto di contestazione per le quali la competenza economica della svalutazione è ricondotta da Consob all'esercizio 2015.

Consob richiama, al riguardo:

(i) lo IAS 2 nella parte che prevede, al par. 9, che "le rimanenze devono essere valutate al minore tra il costo e il valore netto di realizzo" e al par. 30 che "le stime del valore netto di realizzo si basano sulla conoscenza più attendibile di cui si dispone al momento in cui vengono effettuate le stime dell'ammontare che si prevede di realizzare dalle rimanenze";
(ii) lo IAS 12 nella parte che prevede, al par. 34, che "un'attività fiscale differita per perdite fiscali e crediti d'imposta non utilizzati riportati a nuovo deve essere rilevata nella misura in cui è probabile che sia disponibile un reddito imponibile futuro a fronte del quale possano essere utilizzati le perdite fiscali e i crediti d'imposta non utilizzati" e che "se non è probabile che sia disponibile reddito imponibile a fronte del quale potranno essere utilizzati le perdite fiscali o i crediti d'imposta non utilizzati, l'attività fiscale differita non viene rilevata".

Inoltre, Consob contesta il processo di stima del tasso di attualizzazione alla base dell'impairment test relativo al bilancio 2016, in quanto caratterizzato da un approccio non conforme a quanto previsto dal principio contabile IAS 36 che prevede che la Società debba "applicare il tasso di attualizzazione appropriato a[i...] flussi finanziari futuri". Più precisamente, con riguardo all'esercizio 2016 Consob non condivide il fatto che la Società, ai fini dello svolgimento dell'impairment test: (i) abbia utilizzato un tasso unico per attualizzare flussi di business unit, caratterizzate da un profilo di rischio differente; (ii) non abbia considerato il rischio Paese in relazione ad alcuni asset che operano in specifiche aree geografiche per lungo tempo.

In relazione a quanto sopra, Consob ravvisa la violazione anche del principio relativo alla corretta rappresentazione della situazione aziendale che non garantirebbe il rispetto degli assunti fondamentali e delle caratteristiche qualitative delle informazioni. Ritiene, infatti, Consob che la rilevanza degli errori e la significatività delle carenze riscontrate, possano determinare, altresì, la non conformità delle rendicontazioni in oggetto ai requisiti di attendibilità, prudenza e completezza, sanciti dal principio IAS 1.

C. Illustrazione, in un'apposita situazione economico-patrimoniale consolidata pro-forma – corredata dei dati comparativi – degli effetti che una contabilizzazione conforme alle regole avrebbe prodotto sulla situazione patrimoniale, sul conto economico e sul patrimonio netto dell'esercizio 2016, per i quali è stata fornita un'informativa errata.

La Società non condivide il giudizio di non conformità del bilancio consolidato e d'esercizio al 31 dicembre 2016 reso da Consob nella Delibera e ricorda che il bilancio consolidato e il bilancio d'esercizio al 31 dicembre 2016 sono stati approvati rispettivamente dal Consiglio di Amministrazione il 16 marzo 2017 e dall'Assemblea dei Soci il 28 aprile 2017 e sono stati oggetto della relazione della società di revisione ai sensi degli artt. 14 e 16 del decreto legislativo 27 gennaio 2010, n. 39, relazione rilasciata il 3 aprile 2017.

Inoltre con comunicato stampa del 6 marzo 2018 Saipem ha informato che "il Consiglio di Amministrazione di Saipem, non condividendo la prospettazione della Consob, ha deliberato il 5 marzo 2018 di proporre impugnazione avverso la Delibera nelle competenti sedi giudiziarie".

Con comunicato stampa del 21 marzo 2018 Saipem ha informato che al fine di correttamente interpretare e attuare quanto disposto dalla Delibera, ha proposto motivata istanza alla Consob al fine di ottenere chiarimenti interpretativi, idonei a superare le complessità tecniche e valutative connesse ai rilievi formulati dall'Autorità e potere, in questo modo, correttamente informare il mercato, ribadendo di non condividere – e di non avere intenzione di fare proprio – il giudizio di non conformità del bilancio consolidato e del bilancio d'esercizio al 31 dicembre 2016.

Il 16 aprile 2018 Saipem ha emesso un comunicato stampa con ad oggetto la situazione economico-patrimoniale pro forma consolidata al 31 dicembre 2016 al solo fine di ottemperare alla Delibera.

Inoltre, il 6 aprile 2018, dopo la chiusura del mercato, gli Uffici della Consob (Divisione Informazione Emittenti), con comunicazione prot. n. 0100385/18 (la "Comunicazione"), hanno avviato un procedimento amministrativo sanzionatorio formulando talune contestazioni, ai sensi degli artt. 191 e 195 del D.Lgs. n. 58/1998 ("TUF"), in ordine alla documentazione d'offerta (Prospetto Informativo e Supplemento al Prospetto Informativo) messa a disposizione del pubblico da Saipem in occasione della operazione di aumento del capitale sociale realizzata nei mesi di gennaio e febbraio 2016. Le contestazioni sono rivolte esclusivamente nei confronti degli amministratori e del Chief Financial Officer/Dirigente Preposto in carica in quel momento.

Gli Uffici di Consob nel notificare agli interessati le contestazioni hanno comunicato che le violazioni contestate da Consob, ove accertate dalla Commissione all'esito del procedimento, "sono punite con una sanzione amministrativa pecuniaria compresa tra euro 5.000 ed euro 500.000".

Saipem ha ricevuto notifica della Comunicazione unicamente quale garante ex lege del pagamento "delle sanzioni pecuniarie che potranno eventualmente essere comminate agli esponenti aziendali in esito al procedimento amministrativo".

Saipem e tutti gli esponenti aziendali destinatari della Comunicazione, nel ribadire il convincimento in ordine alla assoluta correttezza del proprio operato, formuleranno tempestivamente esaustive deduzioni in replica alle contestazioni degli Uffici, confidando sin d'ora che tali deduzioni troveranno accoglimento da parte della Commissione che assumerà una decisione rispetto alle citate contestazioni nell'ambito di un procedimento amministrativo il cui termine di conclusione "è stabilito in duecento giorni e decorre dal trentesimo giorno successivo alla data di perfezionamento dell'ultima notificazione" ai citati esponenti aziendali.

Le contestazioni fanno seguito alla deliberazione Consob n. 20324 dello scorso 2 marzo 2018 (la "Delibera"), il cui contenuto è stato reso noto al mercato dalla Società con comunicato stampa del 5 marzo 2018. La Delibera – che, come parimenti reso noto al mercato, la Società non condivide e che formerà oggetto di impugnazione nelle competenti sedi giudiziarie – aveva contestato, tra l'altro, "l'incoerenza delle assunzioni e degli elementi alla base del Piano Strategico 2016-2019 rispetto alle evidenze a disposizione degli organi di amministrazione" in quanto gli indicatori di possibile perdita di valore degli asset poi svalutati da Saipem nella relazione novestrale al 30 settembre 2016 sarebbero sussistiti, secondo la Consob, già al momento di approvazione del bilancio consolidato 2015.

Con la Comunicazione, gli Uffici della Consob contestano ora agli esponenti aziendali che al momento dell'aumento di capitale esercitavano funzioni direttive i fatti oggetto della Delibera e già comunicati al mercato, come dianzi scritto. Gli Uffici contestano inoltre taluni "profili in ordine alla non corretta redazione della dichiarazione sul capitale circolante netto" richiesta dalla disciplina vigente in materia di prospetto informativo.

Quanto precede comporterebbe, secondo gli Uffici della Consob, "l'inidoneità della documentazione d'offerta a consentire la formulazione di un fondato giudizio sulla situazione patrimoniale e finanziaria, sui risultati economici e sulle prospettive dell'emittente da parte degli investitori, ai sensi dell'art. 94, commi 2 e 7, del TUF, con riguardo alle informazioni riguardanti: a) le stime di risultato del Gruppo per l'esercizio 2015 (Guidance 2015 e le assunzioni sottostanti)"; "b) le previsioni di risultato del Gruppo tratte dal Piano Strategico 2016-2019 e le assunzioni sottostanti"; "c) la dichiarazione sul Capitale Circolante Netto" ("CCN").

Sempre secondo gli Uffici della Consob, Saipem avrebbe inoltre omesso, in violazione dell'art. 97, comma 1 e dell'art. 115, comma 1, lett. a), del TUF, di rappresentare alla Consob "informazioni inerenti (i) alle assunzioni sottostanti la dichiarazione sul CCN; (ii) alla disponibilità di uno "Scenario Eni" sul prezzo del petrolio aggiornato e (iii) l'esistenza di significative modifiche nelle assunzioni sottostanti il Piano Strategico 2016-2019". Il 4 luglio 2018 Saipem, quale garante ex lege del pagamento "delle sanzioni pecuniarie che potranno eventualmente essere comminate agli esponenti aziendali in esito al procedimento amministrativo", ha presentato a Consob le proprie deduzioni difensive.

Attestazione a norma delle disposizioni dell'art. 154-bis, comma 5 del D.Lgs. n. 58/1998 (Testo Unico della Finanza)

I sottoscritti Stefano Cao e Mariano Avanzi in qualità, rispettivamente, di Amministratore Delegato (CEO) e di Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Saipem SpA, attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall'art. 154-bis, commi 3 e 4, del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58:
l'adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell'impresa e
l'effettiva applicazione

delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2018 e nel corso del primo semestre 2018.

Le procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2018 sono state definite e la valutazione della loro adeguatezza è stata effettuata sulla base delle norme e metodologie definite da Saipem in coerenza con il modello Internal Control - Integrated Framework emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission che rappresenta un framework di riferimento per il sistema di controllo interno generalmente accettato a livello internazionale.

3. Si attesta, inoltre che:

3.1 il bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2018:

a) è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti nella Comunità Europea ai sensi del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002;
b) corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;
c) è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanziaria dell'emittente e dell'insieme delle imprese incluse nel consolidamento;
3.2 la relazione intermedia sulla gestione comprende un'analisi attendibile dei riferimenti agli eventi importanti che si sono verificati nei primi sei mesi dell'esercizio e alla loro incidenza sul bilancio consolidato semestrale abbreviato, unitamente a una descrizione dei principali rischi e incertezze per i sei mesi restanti dell'esercizio. La relazione intermedia sulla gestione comprende, altresÏ, un'analisi attendibile delle informazioni sulle operazioni rilevanti con parti correlate.

24 luglio 2018

/firma/ Stefano Cao /firma/ Mariano Avanzi Stefano Cao Mariano Avanzi Amministratore Delegato (CEO) Dirigente preposto

Relazione della Società di revisione

Sede sociale in San Donato Milanese (MI) Via Martiri di Cefalonia, 67 Sedi secondarie: Cortemaggiore (PC) - Via Enrico Mattei, 20

Società per Azioni Capitale Sociale euro 2.191.384.693 i.v. Codice Fiscale e Numero di Iscrizione al Registro delle Imprese di Milano n. 00825790157

Informazioni per gli Azionisti Saipem SpA, Via Martiri di Cefalonia, 67 20097 San Donato Milanese (MI)

Relazioni con gli investitori istituzionali e con gli analisti finanziari Fax +39-0244254295 e-mail: [email protected]

Pubblicazioni Bilancio al 31 dicembre (in italiano) redatto ai sensi del D.Lgs. 9 aprile 1991, n. 127 Annual Report (in inglese)

Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno (in italiano) Interim Consolidated Report as of June 30 (in inglese)

Saipem Sustainability (in inglese)

Disponibili anche sul sito internet Saipem: www.saipem.com

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RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE CONSOLIDATA al 30 giugno 2018

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Saipem SpA

Nota sull'andamento del titolo Saipem SpA

Saipem e FTSE MIB - Valori medi mensili gennaio 2013-luglio 2018

Glossario

Termini finanziari

Attività operative

ANDAMENTO OPERATIVO

Il contesto di mercato

portafoglio ordini per area geografica

Le acquisizioni e il portafoglio

Gli investimenti

Engineering & Construction Offshore

Quadro generale

Il contesto di mercato di riferimento

Gli investimenti

Le acquisizioni

Le realizzazioni

Mezzi navali al 30 giugno 2018

Engineering & Construction Onshore

Quadro generale

Il contesto di mercato di riferimento

Gli investimenti

Le acquisizioni

Le realizzazioni

In Italia:

In Messico:

Floaters

Drilling Offshore

Quadro generale

Il contesto di mercato di riferimento

Gli investimenti

Le acquisizioni

Le realizzazioni

Utilizzo mezzi navali

Drilling Onshore

Quadro generale

Il contesto di mercato di riferimento

Gli investimenti

Le realizzazioni

Utilizzo impianti

Commento ai risultati economico-finanziari

Risultati economici

Gruppo Saipem - Conto economico

SAIPEM Relazione finanziaria semestrale consolidata 2018 / Commento ai risultati economico-finanziari

Riconciliazione EBIT adjusted - EBIT

Gruppo Saipem - Conto economico adjusted

Risultato operativo adjusted e costi per destinazione

Engineering & Construction Offshore

Engineering & Construction Onshore

Drilling Offshore

Drilling Onshore

Situazione patrimoniale e finanziaria

Gruppo Saipem - Stato patrimoniale riclassificato (1)

Prospetto del conto economico complessivo

Patrimonio netto comprese interessenze di terzi azionisti

Rendiconto finanziario riclassificato (1)

Riepiloghi degli effetti derivanti dall'applicazione dell'IFRS 9 e dell'IFRS 15

Principali indicatori reddituali e finanziari

Return On Average Capital Employed (ROACE)

Return On Average Capital Employed (ROACE) operative

Indebitamento finanziario netto e leverage

Sostenibilità