Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2017

Missione

Affrontiamo ogni sfida con soluzioni innovative, affidabili e sicure per soddisfare le esigenze dei nostri clienti. Attraverso gruppi di lavoro multiculturali siamo in grado di offrire sviluppo sostenibile per la nostra azienda e per le comunità in cui operiamo.

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

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

AMERICHE

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

CSI

Azerbaijan, Georgia, Kazakhstan, Russia, Turkmenistan

AFRICA

Algeria, Angola, Congo, Costa d'Avorio, Egitto, Gabon, Libia, Marocco, Mozambico, Namibia, 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

Organi sociali e di controllo di Saipem SpA

CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE Presidente Paolo Andrea Colombo

Amministratore Delegato (CEO) Stefano Cao

Consiglieri Maria Elena Cappello, Federico Ferro-Luzzi, Francesco Antonio Ferrucci, Guido Guzzetti, Flavia Mazzarella, Nicla Picchi, Leone Pattofatto COLLEGIO SINDACALE1 Presidente Mario Busso

Sindaci effettivi Giulia De Martino Riccardo Perotta

Sindaci supplenti Francesca Michela Maurelli Maria Francesca Talamonti

(1) 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 2017

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	15
Gli investimenti	16
Engineering & Construction Offshore	18
Engineering & Construction Onshore	22
Drilling Offshore	27
Drilling Onshore	30
Commento ai risultati economico-finanziari	32
Risultati economici	32
Situazione patrimoniale e finanziaria	37
Rendiconto finanziario riclassificato	39
Principali indicatori reddituali e finanziari	40
Sostenibilità	41
Attività di ricerca e sviluppo	42
Salute, sicurezza e ambiente	46
Risorse umane	48
Sistema informativo	53
Gestione dei rischi d'impresa	55
Altre informazioni	66
Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati	69
utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori
Bilancio consolidato semestrale abbreviato
Schemi di bilancio	72
Note illustrative al bilancio consolidato semestrale abbreviato	79
Attestazione del bilancio semestrale abbreviato ai sensi dell'art. 81-ter	123
del Regolamento Consob n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modifiche e integrazioni
Relazione della Società di revisione	124

Risultati del semestre

Nel corso del primo semestre del 2017 è stato ultimato il processo di ridefinizione dell'assetto industriale e organizzativo di Saipem avviato nel corso del 2016 nell'ambito del programma "Fit For the Future 2.0", per far fronte alle evoluzioni strutturali di mercato e favorire, attraverso un modello divisionale, il riposizionamento strategico di Saipem nel settore di riferimento. La configurazione organizzativa assunta da Saipem a decorrere dal 1° maggio prevede la suddi-

visione in 5 divisioni (Engineering & Construction Onshore, Engineering & Construction Offshore, Onshore Drilling, Offshore Drilling, High Value Services). I risultati dei settori di attività sono esposti coerentemente con il nuovo assetto organizzativo. La principale differenza riguarda la linea di business Floaters, prima facente parte della divisione Engineering & Construction Offshore e ora inclusa nella divisione Engineering & Construction Onshore. I risultati della linea di business Floaters sono temporaneamente esposti separatamente per facilitare la comprensione dei risultati e la transizione verso il nuovo modello; la divisione Engineering & Construction Onshore si ottiene sommando Floaters ed Engineering & Construction Onshore. La divisione High Value Services non è riportata separatamente poiché ancora in fase di startup. I risultati dei periodi precedenti sono stati coerentemente riesposti.

Nel primo semestre del 2017 Saipem ha conseguito risultati positivi nonostante un contesto di mercato che si conferma sfidante.

I ricavi ammontano a 4.590 milioni di euro (5.275 milioni di euro nel corrispondente semestre del 2016), in flessione del 13% rispetto al primo semestre del 2016, a causa della contrazione di attività nei settori Engineering & Construction Offshore, Floaters e Drilling.

Il margine operativo lordo (EBITDA) adjusted per il semestre ammonta a 524 milioni di euro (669 milioni di euro nel primo semestre del 2016), in flessione nel Drilling Offshore, principalmente a causa dei minori impegni contrattuali della flotta, nel Drilling Onshore, penalizzato dalla ridotta attività in Sud America e nell'E&C Offshore per la riduzione di volumi.

Il risultato netto adjusted del primo semestre del 2017 ammonta a 92 milioni di euro, mentre il risultato netto si attesta a una perdita di 110 milioni di euro e sconta rispetto al risultato netto adjusted i seguenti special items:

svalutazione della piattaforma semisommergibile Scarabeo 5 e del relativo magazzino per 44 milioni di euro, a causa delle mutate prospettive di utilizzo dell'impianto;
svalutazioni di immobilizzazioni materiali derivanti dal test di impairment per 53 milioni di euro, derivanti principalmente dall'aumento dal 7,2% al 7,8% del tasso di sconto utilizzato;
oneri da riorganizzazione per 26 milioni di euro (al netto del relativo effetto fiscale);
oneri derivanti dalla definizione di controversie tributarie per 79 milioni di euro, come da comunicato stampa del 26 maggio 2017.

Il settore Engineering & Construction Offshore ha espresso il 44% dei ricavi; la Floaters ha espresso il 7% dei ricavi; l'Engineering & Construction Onshore il 36% dei ricavi; il Drilling Offshore il 7% dei ricavi e il Drilling Onshore il 6% dei ricavi.

L'indebitamento finanziario netto al 30 giugno 2017 ammonta a 1.504 milioni di euro, con un incremento di 54 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2016.

Gli investimenti tecnici effettuati nel primo semestre del 2017 ammontano a 147 milioni di euro (97 milioni di euro nel primo semestre del 2016).

Nel corso del primo semestre del 2017 Saipem ha acquisito nuovi ordini per un totale di 2.088 milioni di euro (3.328 milioni di euro nel primo semestre del 2016). Il portafoglio ordini al 30 giugno 2017 ammonta a 11.717 milioni di euro (4.513 milioni di euro nell'Engineering & Construction Offshore, 3.232 milioni di euro nell'Engineering & Construction Onshore, 1.788 milioni nella Floaters, 1.171 milioni di euro nel Drilling Offshore e 1.013 milioni di euro nel Drilling Onshore).

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 2017 la quotazione delle azioni ordinarie Saipem presso la Borsa Italiana ha registrato un decremento di circa il 40%, risentendo dell'andamento del prezzo del barile e delle prospettive del settore Oil & Gas.

Nello stesso periodo ricordiamo che l'indice settoriale americano OSX, che raggruppa le società di servizi all'industria petrolifera, ha registrato una flessione che si assesta intorno al 30%, mentre l'indice FTSE MIB, il listino dei maggiori titoli italiani, ha fatto registrare un incremento del 5%.

Il titolo ha aperto il 2017 sull'onda del clima di ottimismo generato alla fine del 2016 dall'accordo raggiunto tra i Paesi OPEC per limitare la produzione, che ha spinto al rialzo il prezzo del petrolio e i titoli del settore energetico. L'azione Saipem ha beneficiato di questo trend rialzista, emergendo tra i migliori performer del settore e raggiungendo la quotazione massima del semestre il 3 gennaio, a 5,65 euro per azione.

Il rally del greggio si esaurisce già nel corso del mese di gennaio e il prezzo del Brent si stabilizza tra i 54 e i 57 dollari al barile. Nel contempo si assiste a un periodo di volatilità sui principali mercati borsistici internazionali, favorito anche dall'incertezza legata alle elezioni presidenziali americane. In mancanza di chiari segnali sulla ripresa degli investimenti nel mercato Oil & Gas, gli investitori hanno realizzato guadagni e le vendite hanno determinato una discesa che porta il titolo a raggiungere il prezzo di 4,74 euro già alla fine del mese di gennaio.

Dopo un breve periodo di relativa stabilità, il trend ribassista del titolo riprende il suo corso a fine febbraio a seguito della pubblicazione dei risultati annuali 2016 che evidenziano un'intonazione negativa del mercato. In questa fase l'azione incontra un supporto al prezzo di 4 euro.

L'andamento negativo inverte la sua direzione negli ultimi giorni del mese di marzo grazie a una decisa ripresa delle quotazioni petrolifere. Il 3 aprile l'azione risale fino a 4,35 euro in un clima di cauto ottimismo: caratterizzano questo periodo il successo del collocamento sul mercato obbligazionario di un nuovo eurobond emesso da Saipem, del valore di 500 milioni di euro, e un evento dedicato a tecnologie e innovazione che è accolto favorevolmente dagli analisti finanziari.

A fine aprile sono diffusi i risultati del primo trimestre, in linea con gli obiettivi comunicati per l'anno in corso. L'iniziale rimbalzo del titolo viene riassorbito a causa dei crescenti timori sulle prospettive per l'anno 2018, generati dalla scarsa raccolta di nuovi ordini nei primi tre mesi dell'anno. L'azione si mantiene al di sopra di 3,90 euro fino agli ultimi giorni del mese di maggio, supportata anche dall'acquisizione di nuovi progetti nella divisione Engineering & Construction Offshore per circa 500 milioni di dollari.

Il 25 maggio l'OPEC decide di estendere i tagli già annunciati a fine 2016 per altri nove mesi, senza ulteriori riduzioni alla produzione. La decisione rinnova il pessimismo del mercato circa le prospettive del prezzo del barile; infatti i tagli dell'OPEC sono sostanzialmente assorbiti dalla ripresa della produzione di shale americano e in altri Paesi (Libia e Nigeria), e origina un nuovo calo dei prezzi: il Brent ridiscende per la prima volta dall'autunno 2016 al di sotto dei 45 dollari al barile. La sfiducia prevale anche sulle prospettive di nuovi investimenti nell'Oil & Gas e conseguentemente del settore dei servizi petroliferi: il titolo Saipem discende fino a 3,20 euro il 23 giugno, toccando il minimo da inizio anno, e chiude il periodo con una quotazione di 3,32 euro.

Il 22 maggio Saipem ha dato luogo all'operazione di raggruppamento azionario deliberata dall'Assemblea Straordinaria degli Azionisti in data 28 aprile 2017, nel rapporto di 1 nuova azione ogni 10 esistenti. Le 10.109.668.270 azioni ordinarie esistenti vengono raggruppate in n. 1.010.966.827 nuove azioni ordinarie e le 106.126 azioni di risparmio esistenti vengono raggruppate in n. 10.612 nuove azioni di risparmio, tutte prive dell'indicazione del valore nominale. I prezzi dell'azione indicati nel presente documento sono stati riallineati ai nuovi valori successivi al raggruppamento.

Alla fine del mese di giugno la capitalizzazione di mercato di Saipem era di circa 3,3 miliardi di euro. In termini di liquidità del titolo le azioni trattate nel semestre sono state 1,1 miliardi, con una media giornaliera di periodo che si attesta sugli 8,6 milioni di titoli scambiati. Il controvalore degli scambi è stato di 4,6 miliardi di euro, analogo a quanto registrato durante il primo semestre del 2016.

Per quanto riguarda le azioni di risparmio, convertibili alla pari in azioni ordinarie, alla fine del mese di giugno 2017 il loro numero era di 10.612. Nel semestre il loro valore, influenzato dalla poca liquidità, ha registrato un decremento del 19% attestandosi a una quotazione di 43,91 euro a fine periodo.

Quotazioni alla Borsa Valori di Milano	2013	2014	2015	2016	1° semestre 2017

Azioni ordinarie:
- massima	40,51	26,29	16,06	9,17	5,65
- minima	15,86	10,46	8,94	3,02	3,20
- media	24,31	20,88	11,33	4,23	4,22
- fine periodo	19,57	11,05	9,47	5,36	3,32
Azioni di risparmio:
- massima	214,68	128,74	110,71	62,00	60,00
- minima	98,14	99,49	58,27	39,00	43,00
- media	150,28	113,96	96,28	57,17	49,40
- fine periodo	104,89	110,71	58,27	54,10	43,91

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

Glossario

Termini finanziari

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.
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 Co-operation 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.
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.
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.
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 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.
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 autosollevante, 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 trac-

ciabilità 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.
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.
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 piattafor-

ma, 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

Per il 2017 si prevede una crescita del PIL mondiale del 3,5% rispetto al 2016, con una lenta ripresa dell'economia dovuta principalmente alle aspettative di recupero della domanda complessiva e alla riduzione della deflazione. Nel contempo si è arrestata la fase di deprezzamento dell'euro rispetto al dollaro, dopo che il 2016 si era chiuso con un tasso di cambio euro su dollaro ai minimi storici degli ultimi anni.

Nei primi mesi del 2017 il prezzo del petrolio ha raggiunto valori vicini ai 60 dollari al barile, sostenuto dagli accordi di riduzione della produzione siglati dai Paesi dell'OPEC e dalla Russia. Nella seconda parte del semestre si è assistito a un ritorno ai valori medi del 2016 (intorno ai 45 dollari al barile), principalmente a causa di una ripresa al di sopra delle aspettative della produzione nordamericana.

Il prolungato ribasso del prezzo ha comportato una progressiva riduzione del volume degli investimenti nell'Oil & Gas rispetto ai massimi raggiunti nel 2014, con slittamenti nelle assegnazioni di progetti e cancellazioni di iniziative a maggiore rischio. All'ulteriore riduzione dei volumi degli investimenti delle società petrolifere registrato nel 2016 hanno fatto seguito segnali di ripresa registrati nel corso del primo semestre del 2017, tuttavia concentrati quasi esclusivamente nel mercato nordamericano, principalmente nel Drilling Onshore a conferma del perdurante difficile contesto di mercato.

Le acquisizioni e il portafoglio

Le acquisizioni di nuovi ordini nel corso del primo semestre del 2017 ammontano a 2.088

ordini acquisiti per area geografica

portafoglio ordini per area geografica

		Gruppo Saipem - Ordini acquisiti nel primo semestre 2017
Esercizio				Primo semestre	Primo semestre
2016 (1)		(milioni di euro)		2016 (1)	2017
Importi	%		Importi	%	Importi	%
1.472	18	Saipem SpA	554	17	260	12
6.877	82	Imprese del Gruppo	2.774	83	1.828	88
8.349	100	Totale	3.328	100	2.088	100
5.274	63	Engineering & Construction Offshore	2.145	64	1.345	65
2.170	26	Engineering & Construction Onshore	996	30	278	13
31	-	Floaters	7	-	166	8
134	2	Drilling Offshore	63	2	253	12
740	9	Drilling Onshore	117	4	46	2
8.349	100	Totale	3.328	100	2.088	100
703	8	Italia	674	20	46	2
7.646	92	Estero	2.654	80	2.042	98
8.349	100	Totale	3.328	100	2.088	100
309	4	Gruppo Eni	155	5	316	15
8.040	96	Terzi	3.173	95	1.772	85
8.349	100	Totale	3.328	100	2.088	100

(1) I risultati dei periodi precedenti sono esposti coerentemente con il nuovo assetto organizzativo.

milioni di euro (3.328 milioni di euro nel corrispondente periodo del 2016).

Delle acquisizioni complessive, il 65% riguarda l'attività Engineering & Construction Offshore, il 13% l'attività Engineering & Construction Onshore, l'8% la Floaters, il 12% il Drilling Offshore e il 2% il Drilling Onshore.

Le acquisizioni all'estero rappresentano il 98% del totale e mostrano un'incidenza maggiore rispetto al primo semestre 2016; le acquisizioni di contratti da imprese del Gruppo Eni il 15%. Le acquisizioni della Capogruppo Saipem SpA sono state il 12% di quelle complessive. Il portafoglio ordini residuo al 30 giugno ammonta a 11.717 milioni di euro.

Per quanto riguarda l'articolazione per settori di attività, il 38% del portafoglio ordini residuo è attribuibile all'attività Engineering & Construction Offshore, il 28% all'attività Engineering & Construction Onshore, il 15% alla Floaters, il 10% al Drilling Offshore e il 9% al Drilling Onshore.

Il 94% degli ordini è da eseguirsi all'estero; quelli verso le imprese del Gruppo Eni rappresentano l'8% del portafoglio totale. La Capogruppo Saipem SpA ha in carico il 35% del portafoglio ordini residuo.

		Gruppo Saipem - Portafoglio ordini al 30 giugno 2017
31.12.2016 (1)			(milioni di euro)		30.06.2016 (1)	30.06.2017
Importi	%			Importi	%	Importi	%
4.899	34	Saipem SpA		5.144	37	4.063	35
9.320	66	Imprese del Gruppo		8.755	63	7.654	65
14.219	100	Totale		13.899	100	11.717	100
5.188	36	Engineering & Construction Offshore		4.177	30	4.513	38
4.616	32	Engineering & Construction Onshore		4.864	35	3.232	28
1.960	14	Floaters		2.428	18	1.788	15
1.241	9	Drilling Offshore		1.586	11	1.171	10
1.214	9	Drilling Onshore		844	6	1.013	9
14.219	100	Totale		13.899	100	11.717	100
822	6	Italia		996	7	657	6
13.397	94	Estero		12.903	93	11.060	94
14.219	100	Totale		13.899	100	11.717	100
983	7	Gruppo Eni		1.358	10	891	8
13.236	93	Terzi		12.541	90	10.826	92
14.219	100	Totale		13.899	100	11.717	100

(1) I risultati dei periodi precedenti sono esposti coerentemente con il nuovo assetto organizzativo.

Gli investimenti

Gli investimenti tecnici effettuati nel primo semestre del 2017 ammontano a 147 milioni di euro (97 milioni di euro nel primo semestre 2016) e hanno principalmente riguardato:

per l'Engineering & Construction Offshore 41 milioni di euro: interventi di mantenimento e upgrading di mezzi esistenti;
per l'Engineering & Construction Onshore 2 milioni di euro: acquisto di attrezzature;
per il Drilling Offshore 63 milioni di euro: lavo-

ri di classe della piattaforma semisommergibile Scarabeo 9 e del mezzo di perforazione autosollevante Perro Negro 4, oltre a interventi di manutenzione e upgrading sugli altri mezzi;

per il Drilling Onshore 41 milioni di euro: upgrading di impianti destinati a operare in Kuwait e in Arabia Saudita, nell'ambito di contratti già in portafoglio, nonché interventi di mantenimento e upgrading di mezzi esistenti.

In sintesi, gli investimenti del primo semestre del 2017 presentano la seguente articolazione:

Investimenti
Esercizio 2016	(milioni di euro)	2016	Primo semestre 2017
59	Saipem SpA	23	32
237	Imprese del Gruppo	74	115
296	Totale	97	147
117	Engineering & Construction Offshore	51	41
8	Engineering & Construction Onshore	4	2
94	Drilling Offshore	18	63
77	Drilling Onshore	24	41
296	Totale	97	147

Engineering & Construction Offshore

Quadro generale

Il Gruppo Saipem dispone di un'importante flotta navale, tecnologicamente all'avanguardia e di grande versatilità e di competenze ingegneristiche e di project management di eccellenza. 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, e assicurano un modello industriale particolarmente adatto per i progetti EPCI.

Il mezzo di più recente costruzione della flotta è 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 750 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).

Per quanto riguarda lo sviluppo dei giacimenti in acque profonde il mezzo di riferimento è la 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 FDS, nave speciale per lo sviluppo di campi sottomarini in acque profonde, 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.

Tra gli altri mezzi navali più avanzati 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 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 può inoltre vantare una valida posizione nel mercato delle attività sottomarine, grazie alla linea di business Sonsub, disponendo di mezzi tecnologicamente molto sofisticati, come i veicoli sottomarini pilotati da posizione remota (ROV e Hydrone) e delle tecnologie di intervento su condotte e sistemi in acque profonde, nonché lo studio e l'industrializzazione di sistemi di processo e trattamento sottomarino, come lo SPRINGS che riguarda il trattamento sottomarino dell'acqua di mare per iniezione nei pozzi che è stato sviluppato con Total e Veolia.

Il contesto di mercato di riferimento

Nel 2017 il livello di assegnazioni nel comparto Engineering & Construction Offshore è atteso sostanzialmente in linea con il 2016 e caratterizzato da progetti di ridotte dimensioni e complessità. In termini di investimenti delle Oil Company, il 2017 si prefigura un anno in leggero miglioramento rispetto al precedente (con stime che si attestano su un valore intorno ai 65 miliardi di dollari). Le aree geografiche che registrano i maggiori livelli di attività si riconfermano l'Asia-Pacifico, l'Europa e l'America Latina.

Gli sviluppi sottomarini diminuiscono rispetto al 2016: tra le assegnazioni più importanti dell'anno in corso va menzionato Liza (ExxonMobil) nel Golfo del Messico, che prevede l'installazione di circa trenta unità sottomarine. Il Nord Africa si prefigura come una delle potenziali aree chiave per gli sviluppi sottomarini nell'anno corrente, grazie al proseguimento del progetto Zohr (Petrobel) e al progetto Atoll (BP) in Egitto, quest'ultimo che potrebbe superare la decisione finale d'investimento (FID) entro la fine dell'anno.

Il segmento delle condotte sottomarine, in termini di chilometri installati, è previsto in lieve crescita rispetto al 2016. L'area trainante risulta essere quella dell'Asia-Pacifico, dove sono in fase esecutiva importanti progetti tra cui Ichthys (Inpex) in Australia che rappresenta la più grande scoperta australiana di idrocarburi negli ultimi decenni, seguita da Europa e America Latina. La disponibilità di mezzi di posa e una complessiva debolezza della domanda hanno avuto un effetto negativo sui tassi di utilizzo dei mezzi anche nel settore delle acque profonde, portando diversi contrattisti ad accelerare il ritiro dei mezzi obsoleti.

Nell'ambito delle condotte di grande diametro nel primo semestre del 2017 sono partiti i lavori di posa del tratto offshore del TurkStream (Gazprom), gasdotto che collegherà la Russia alla Turchia la cui entrata in produzione è attesa per la fine del 2019.

Per quanto concerne l'installazione di piattaforme fisse, il trend degli ultimi anni mostra un sostanziale calo rispetto ai massimi del 2014. Dopo l'ulteriore flessione registrata nel 2016, per i prossimi anni le previsioni relative alle installazioni sono attese ancora in diminuzione in quanto influenzate dai bassi volumi di attività registrati negli ultimi anni nel segmento della fabbricazione di piattaforme fisse. L'area più attiva rimane l'Asia-Pacifico, seguita dal Medio Oriente, grazie a progetti come Umm Lulu (Adma-Opco) negli Emirati Arabi.

Gli investimenti

Nel comparto Engineering & Construction Offshore gli investimenti del semestre sono principalmente riconducibili a interventi di mantenimento e upgrading di mezzi esistenti.

Le acquisizioni

Le acquisizioni più significative nel corso del primo semestre del 2017 sono relative a:

per conto ExxonMobil, un contratto EPCI 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;
per conto BP, un contratto nel Mare del Nord che prevede le attività di smantellamento dei topside e jacket della piattaforma Miller;
per conto Saudi Aramco, un contratto in Arabia Saudita, nell'ambito del Long Term Agreement in vigore, rinnovato nel 2015 fino al 2021. Lo scopo del lavoro comprende la progettazione, l'ingegneria, l'approvvigionamento, la costruzione e l'installazione di 19 jackets per lo sviluppo dei campi Marjan, Zuluf, Berri, Hasbah e Safaniya nella regione del Golfo Arabico.

Le realizzazioni

Di seguito si riportano i maggiori e più significativi progetti in esecuzione o completati nel corso del primo semestre del 2017.

In Arabia Saudita, per conto Saudi Aramco:

sono iniziate le attività di ingegneria e procurement del progetto 19 jackets, e sono continuate le attività di ingegneria, procurement e fabbricazione 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;
sono continuate le attività nell'ambito del progetto Arbi 20/23, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, fabbricazione, trasporto e installazione di strutture, piattaforme e condotte;
nell'ambito del progetto Karan, sono in corso 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;
sono in corso le attività di fabbricazione e 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.

In Guyana, per conto ExxonMobil, sono iniziate 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.

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

In Cina sono state completate le attività relative al progetto Liwan 3-1, per conto Husky Oil China Ltd, che prevedeva servizi di ingegneria, approvvigionamento e installazione di due condotte, di sistemi ombelicali, nonché il trasporto e l'installazione di un sistema di produzione sottomarino che collega le teste di pozzo a una piattaforma di processo.

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 East Hub Development, che prevedeva la fornitura di cinque collettori flessibili e di venti chilometri di condotte rigide, nonché l'installazione di strutture sottomarine che comprendono sezioni di ombelicali, sezioni di tubi di collegamento con connettori e quattordici collettori multipli di terminazione;
per conto Port Autonome de Pointe-Noire, sono iniziate le attività relative al progetto Container Terminal, che prevede la progettazione, ricostruzione ed estensione delle banchine G & D del porto di Pointe-Noire.

In Kuwait, per conto di Kuwait National Petroleum Corp (KNPC), sono in corso le attività nell'ambito della realizzazione della nuova raffineria di Al-Zour in joint venture con Hyundai Engineering & Construction e SK Engineering & Construction. 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 per un pontile di gestione degli oggetti solidi, il trasporto dello zolfo, le linee di scarico sottomarine, una zona portuale di costruzione, un'isola offshore e un piccolo porto navale.

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 Statoil, sono in corso le attività di sollevamento e installazione di turbine a vento galleggianti nell'ambito del progetto Hywind Scotland;

per conto BP sono iniziate 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.

In Azerbaijan, per conto BP, proseguono 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 Egitto, per conto Petrobel, sono in corso le attività di installazione relative al progetto Zohr, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e installazione di una condotta per l'esportazione del gas, di condotte di servizio, nonché lavori per lo sviluppo in acque profonde di sei pozzi e l'installazione di cavi ombelicali.

In Kazakhstan:
per conto North Caspian Operating Co (NCOC) sono terminate, nell'ambito del progetto Installation pipelines, le attività per la costruzione di due condotte che collegano l'isola D nel Mar Caspio all'impianto a terra di Karabatan. Il contratto prevedeva l'ingegneria, la fornitura dei materiali di saldatura, la conversione e la preparazione dei mezzi navali, il dragaggio, l'installazione, l'interramento e il pre-commissioning delle due condotte;
per conto Agip Kazakhstan North Caspian Operating Co NV proseguono le attività relative al progetto EP Clusters 2 and 3, nell'ambito dello sviluppo del campo di Kashagan, che prevede servizi di ingegneria, approvvigionamento, fabbricazione e trasporto di due moduli topside per la raccolta e la produzione degli idrocarburi. Il modulo EPC 2 è stato completato e verrà consegnato nel corso dell'esercizio;
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 e ha come data di termine il 2018.

Nel Golfo del Messico, per conto Pemex, nell'ambito del progetto per lo sviluppo del campo di Lakach, nel corso del semestre sono ridotte al minimo le attività in quanto il progetto è stato sospeso ad aprile dello scorso anno. 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.

In Brasile, per conto Petrobras, sono terminate le attività relative al progetto Lula Norte, Lula Sul e Lula Estremo Sul, che prevedevano servizi di ingegneria, approvvigionamento, fabbricazione e installazione di tre condotte sottomarine e di due collettori di esportazione del gas.

In Venezuela, per conto PDVSA, è stata terminata la prima fase del progetto Mecor, che prevedeva l'installazione di condotte sottomarine.

In Italia, per conto Trans Adriatic Pipeline AG, nell'ambito del progetto Trans Adriatic Pipeline, continuano le attività di ingegneria per l'istallazione di una condotta per il trasporto del gas tra Albania e Italia attraverso il Mare Adriatico.

Mezzi navali al 30 giugno 2017

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 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.

In data 4 luglio 2017 il mezzo Bar Protector è stato dismesso.

Castoro 8: svalutato completamente al 31 dicembre 2016, attualmente è utilizzato come piattaforma di lavoro permanente, ormeggiato lungo una banchina.

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

Il mercato mondiale si è progressivamente contratto negli ultimi due anni. Le compagnie petrolifere hanno ridotto i loro investimenti a causa del crollo del prezzo del petrolio, che dai valori di picco del 2014 ha perso nel 2016 più del 70% del suo valore. Il trend negativo sulle assegnazioni di contratti EPC si è fermato nel primo semestre del 2017, periodo in cui si sono registrate assegnazioni importanti di contratti EPC in tutti e tre i principali segmenti Engineering & Construction Onshore (Upstream, Midstream e Downstream) con volumi equivalenti.

A livello mondiale una quota consistente dei progetti EPC assegnati si è localizzata in Medio Oriente (Iran, Arabia Saudita, Kuwait, EAU, Oman e Iraq), distribuiti equamente nei segmenti Upstream, Petrolchimica, Raffinazione e in misura minore nei Fertilizzanti; in area CSI (Russia) in quasi tutti i segmenti Engineering & Construction Onshore (principalmente Petrolchimica, Upstream e LNG); in Nord America (Stati Uniti) nei segmenti Condotte e Petrolchimica. In Nord Africa (Algeria ed Egitto) nei segmenti Upstream e Petrolchimica.

Il segmento Upstream è stato colpito duramente dalla consistente riduzione degli investimenti da parte delle società petrolifere e le condizioni di mercato non favorevoli hanno causato lo slittamento o la cancellazione di numerosi nuovi progetti. Lo sforzo enorme fatto dalle società di servizi per contenere i costi e rimanere competitivi e l'apparente stabilizzazione del prezzo dell'olio su valori più compatibili agli investimenti, hanno portato all'assegnazione di contratti importanti in Russia e in Medio Oriente.

Il segmento delle Condotte vede assegnare interessanti contratti EPC in area Nord America (Stati Uniti) confermando la necessità di un continuo sviluppo della sua rete interna. La domanda di condotte rimane interessante in Nord America anche grazie alle prospettive di ampliamento dei collegamenti sia con il Messico, sia con il Canada. La domanda in area CSI è favorita da una maggiore richiesta di collegamento delle aree Russia e Caspio con Europa e Asia e dai consistenti investimenti pianificati in Cina e India per un continuo miglioramento della rete di distribuzione gas. Il segmento continua a essere dominato da assegnazioni di condotte per il trasporto del gas, e solo in misura minore, per il trasporto del petrolio o di prodotti di raffineria. Il fenomeno è giustificato da una costante abbondanza di gas disponibile, in particolare per quelle aree che sviluppano giacimenti non convenzionali, che deve necessariamente essere trasportato dai campi di produzione verso i mercati di utilizzo. I progetti di condotte hanno normalmente processi autorizzativi molto lunghi, dove le politiche energetiche dei Paesi si scontrano spesso con l'opposizione delle comunità locali. Di conseguenza le variazioni al ribasso del prezzo del petrolio non hanno una grossa influenza sulle scelte di realizzazione dei progetti.

Il valore dei contratti EPC nel segmento LNG si riduce rispetto ai valori dell'anno precedente. Nella prima metà del 2017 gli investimenti per molti dei contratti EPC sono ancora in attesa di essere approvati e ciò è dovuto all'aumento atteso di produzione mondiale di LNG associato all'avviamento di nuovi impianti di liquefazione in Nord America e Australia. Il segmento è influenzato dall'attesa di abbondante capacità produttiva e da un prezzo del gas liquefatto che probabilmente rimarrà basso nel medio-lungo termine. Il settore della rigassificazione sta ancora offrendo opportunità di nuovi investimenti in Asia-Pacifico e Sud America.

Il segmento della Raffinazione vede ridurre anche nel primo semestre del 2017 il valore dei contratti assegnati a livello mondiale, rilevando la maggior parte di contratti EPC in Medio Oriente (Iran, Arabia Saudita, EAU). La domanda di prodotti petroliferi è sostenuta principalmente dall'aumento dei consumi nei settori dei trasporti e del petrolchimico, in particolare nei Paesi non-OECD. Si assiste però a un rallentamento della crescita della domanda a seguito di un costante aumento dell'efficienza dei veicoli e dell'utilizzo di combustibili alternativi. Nonostante si sia rilevata una contrazione degli investimenti nel breve-medio periodo, causata dallo slittamento in avanti di alcuni progetti, il volume del segmento rimane considerevole e coinvolge la totalità delle aree geografiche monitorate.

Il segmento della Petrolchimica rimbalza sui valori minimi raggiunti nel semestre precedente con alcune importanti acquisizioni in area Medio Oriente (Iran, Arabia Saudita), Nord America (Stati Uniti), CSI (Russia) e Nord Africa (Egitto). Gli investimenti nel segmento sono correlati all'andamento della domanda mondiale di prodotti petrolchimici (etilene, metanolo, propilene fra i principali) e sono caratterizzati dalla continua ricerca verso tecnologie sia convenzionali, come la deidrogenazione del propano (PDH), sia non-convenzionali, da gas a propilene (GTP), da gas a olefine (GTO), da carbone a olefine (CTO), da metanolo a olefine (MTO). Gli investimenti rimangono favoriti anche dalla continua ricerca di economie di scala e dall'integrazione con complessi di raffineria.

Le assegnazioni di nuovi progetti EPC nel segmento Fertilizzanti sono ai minimi rispetto alla media delle acquisizioni degli ultimi anni, seppure in presenza di un'assegnazione importante in Medio Oriente (Oman). Il segmento risente di una capacità produttiva abbondante e di un prezzo dei prodotti basso che non favorisce nel breve ulteriori investimenti e penalizza la produzione sia dei piccoli impianti sia di quelli vecchi e poco efficienti. Un fenomeno che potrà portare alla chiusura degli impianti obsoleti, riequilibrando la domanda e l'offerta, e a stimolare la ripresa degli investimenti con la costruzione di impianti più moderni ed efficienti. Il segmento dei Fertilizzanti è caratterizzato anche da investimenti di medio-piccola dimensione per espansioni e modernizzazioni di impianti esistenti.

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

Nel corso del primo semestre del 2017 sono state esclusivamente negoziate variazioni su contratti già in portafoglio.

Le realizzazioni

Di seguito si riportano i maggiori e più significativi progetti in esecuzione o completati durante il primo semestre del 2017.

In Arabia Saudita:
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 sei treni di unità di recupero dello zolfo (Sulphur Recovery Unit, SRU) e i relativi impianti di stoccaggio. Lo scopo del lavoro per entrambi i contratti comprende l'ingegneria, l'approvvigionamento, la costruzione, il pre-commissioning, il supporto alla messa in servizio e i test di performance degli impianti coinvolti;
per conto Petrorabigh (joint venture tra Saudi Aramco e Sumitomo Chemical) proseguono le attività nell'ambito del Naphtha and Aromatics Package del progetto Rabigh II, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e precommissioning di due unità di trattamento: un impianto di conversione delle nafte e un complesso per la produzione di composti aromatici, nonché lavori aggiuntivi aggiudicati nel primo semestre del 2016;
per conto Saudi Aramco proseguono 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, Shedgum e Qurayyah.

Negli Emirati Arabi Uniti:

sono terminate le attività nell'ambito del progetto, per conto di Abu Dhabi Gas Development Co Ltd, dello sviluppo del giacimento gas a alto contenuto di zolfo di Shah. Lo sviluppo del giacimento prevedeva il trattamento di 28 milioni di metri cubi al giorno di gas, la separazione in loco di gas e zolfo e il loro successivo trasporto in condotte e collegamento alla rete gas nazionale a Habshan e Ruwais, nel nord dell'Emirato. In attesa del termine del periodo di garanzia sono ancora in corso negoziazioni per il riconoscimento di varianti e modifiche intervenute durante l'esecuzione del progetto;
sono terminate le attività relative al progetto, per conto Etihad Rail Co, in Abu Dhabi, per la progettazione e la realizzazione della linea ferroviaria che collega le aree di produzione di gas di Shah e Habshan, situate all'interno del Paese, con il porto di Ruwais per il trasporto dello zolfo granulato.

In Kuwait:

sono terminate le attività relative al progetto, per conto Kuwait Oil Co (KOC), BS 171, che prevedeva le attività di ingegneria, approvvigionamento e costruzione di una nuova stazione di pompaggio comprendente tre linee di gas ad alta e bassa pressione per la produzione di gas secco e di condensati;
sono continuate le attività relative al progetto, per conto Kuwait Integrated Petroleum Industries Company (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 Iraq, per conto Fluor Transworld Services e MorningStar for General Services (ExxonMobil), sono terminate le attività relative al progetto West Qurna. Il contratto prevedeva le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione, pre-commissioning e commissioning di infrastrutture per il trattamento e l'esportazione di acqua, di una condotta e di un sistema di iniezione di acqua;

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 sono iniziate 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 complesso originariamente situato in Edo State è stato riallocato dal cliente nella Lekki Free Trade Zone, Lagos State. Il contratto prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento e costruzione di due treni di produzione gemelli e dei relativi impianti di servizi, incluse le infrastrutture esterne all'impianto;
per conto Southern Swamp Associated Gas Solution (SSAGS) sono in corso le complesse attività 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 in corso le attività di ingegneria, approvvigionamento e 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 Rete Ferroviaria Italiana SpA (Gruppo FS) sono terminate le attività relative al contratto per la progettazione esecutiva, la direzione lavori e la realizzazione di trentanove chilometri di Alta Velocità e di dodici chilometri di interconnessioni con la linea convenzionale esistente, fra Treviglio e Brescia, attraverso le province di Milano, Bergamo e Brescia, oltre ai lavori complementari, quali sistema di alimentazione elettrica, viabilità interferita, nuova viabilità e opere di mitigazione ambientale. La linea ferroviaria è stata

inaugurata alla fine del 2016 e quindi aperta all'esercizio commerciale;

per conto Versalis continuano le attività 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.
In Messico:
per conto Transcanada (Transportadora de Gas Natural de Norte - Noroeste) sono in corso, nell'ambito del progetto El Encino, le attività di ingegneria, approvvigionamento e costruzione di un gasdotto che collegherà El Encino (stato di Chihuahua) a Topolobampo (stato di Sinaloa);
per conto Pemex sono proseguite le attività nell'ambito del contratto Tula e Salamanca, per la realizzazione di due unità di desolfurizzazione e due unità di rigenerazione delle ammine presso due raffinerie, di proprietà del cliente, Miguel Hidalgo (nei pressi della città di Tula) e Antonio M. Amor (nei pressi della città di Salamanca), a un'altitudine rispettivamente di 2.000 e 1.700 metri sopra il livello del mare. Per i due impianti si è ottenuta la certificazione di accettazione provvisoria;
per conto Fermaca Pipeline El Encino sono in corso le attività per il progetto EPC Fermaca Compressor Station, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e supporto al commissioning di una stazione di compressione a El Encino.

In Azerbaijan e Georgia, per conto del consorzio Shah Deniz, sono in corso le attività relative al contratto SCPX Pipeline, che prevede la costruzione di una condotta che collega i due Paesi e le installazioni di superficie. I due cantieri sono in piena fase operativa.

Floaters

Come già evidenziato, la recente riorganizzazione ha determinato il collocamento della linea di business Floaters, precedentemente inclusa nella divisione Engineering & Construction Offshore, nella divisione Engineering & Construction Onshore.

Nel 2017 il mercato degli FPSO mostra alcuni segnali positivi che si evidenziano nella ripresa di ordini di nuove unità, dopo il minimo raggiunto nel 2016. Ca Rong Do (Repsol) in Vietnam e MTC Ledang (Ophir) in Malesia sono i due contratti assegnati nel primo semestre del 2017, mentre entro la fine dell'anno sono previste in totale sei assegnazioni localizzate in Asia-Pacifico (KG-DWN di ONGC in India, MDA di Husky Oil e Ande Lumut di Santos, entrambe in Indonesia), America Latina (Libra e Sepia di Petrobras in Brasile) ed Europa (Penguins di Shell nel Regno Unito).

Il mercato delle FLNG ha visto la recente assegnazione del progetto Coral (Eni) in Mozambico, che rappresenta la prima costruzione di un'unità galleggiante di liquefazione nel continente africano e la terza nel mondo. Il settore soffre comunque dell'incertezza sul mercato futuro dato dal prezzo basso dell'LNG e dalla complessità tecnica che caratterizza gli impianti di questo tipo. Alcuni ordini sono stati recentemente cancellati, come la seconda unità FLNG speculativa prevista da Exmar; altri posticipati come il progetto Fortuna FLNG di Ophir Energy, il cui FID è atteso nel corso del 2017. Numerose iniziative sono ancora in fase di fattibilità/FEED, come Scarborough (ExxonMobil) e Greater Tortue (BP).

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.

Per Saipem l'acquisizione più significativa nel corso del primo semestre del 2017 è relativa all'estensione per tre anni più un anno opzionale dell'impiego, in Angola, per conto Sonangol P&P, del mezzo FPSO Gimboa, inclusiva dei servizi di gestione e manutenzione, del personale e dei materiali di consumo.

I maggiori e più significativi progetti in esecuzione o completati durante il primo semestre del 2017 sono:

in Angola, per conto Total, sono in corso le attività di conversione degli scafi e fabbricazione dei topside relative al progetto EPCI Kaombo, che prevede servizi di ingegneria, approvvigionamento e messa in servizio di due mezzi FPSO;
in Indonesia, per conto Eni Muara, sono terminate le attività relative al progetto EPCI Jangrik; l'impianto è entrato in produzione nel mese di maggio. Il contratto prevedeva le attività di ingegneria, approvvigionamento e fabbricazione della FPU (Floating Production Unit), oltre all'installazione del sistema di ancoraggio e alla sua connessione all'unità di produzione galleggiante e all'avvio degli impianti di produzione.

Nel segmento "Leased FPSO" nel corso del semestre 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, nell'ambito del contratto esteso per ulteriori tre anni nel corso del primo semestre del 2017, per conto Sonangol P&P, relativo alla fornitura e alla gestione di un'unità FPSO 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 2017 la flotta drilling offshore di Saipem si compone di quattordici mezzi, così suddivisi: sette unità deep-water per operazioni oltre i 1.000 metri di profondità (le drillship Saipem 10000 e Saipem 12000; i semisommergibili Scarabeo 5, Scarabeo 6, 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), quattro standard jack-up per attività fino a 300 piedi (Perro Negro 2, Perro Negro 3, Perro Negro 4 e Perro Negro 5) e un barge tender rig (TAD). Tutte le unità sono di proprietà di Saipem. La flotta drilling offshore di Saipem ha operato nell'offshore della Norvegia, in Egitto (sia nel Mediterraneo, sia nel Mar Rosso), in Medio Oriente, in Africa Occidentale e in Indonesia.

Il contesto di mercato di riferimento

La fase negativa di mercato, iniziata dopo i valori di picco del prezzo del petrolio registrati nel 2014, ha interessato anche il primo semestre del 2017. Il prezzo del petrolio, attestatosi tra i 50 e i 55 dollari al barile per buona parte del semestre, ha fatto registrare un nuovo calo sotto i 50 dollari al barile nel mese di giugno; la generale debolezza delle quotazioni ha impattato in modo negativo tutto il segmento, in particolare sulle prospettive di medio termine, con uno spostamento della previsione di ripresa oltre il 2018.

Il momento di difficoltà del mercato si è riflesso negli investimenti delle Oil Company per l'acquisizione di servizi di perforazione: il primo semestre del 2017 è infatti risultato essere allineato ai sei mesi precedenti del 2016 quando è stato registrato il picco negativo dall'inizio della crisi. Anche l'andamento degli utilizzi ha continuato a segnare un generale trend di debolezza, attestandosi in media al di sotto del 70%; solo le unità tecnicamente più moderne sono riuscite a riportare tassi di occupazione della flotta più elevati, ma comunque di poco superiori alla media generale del mercato. Seppur con un tasso ridotto rispetto al 2015 e al 2016, il ciclo negativo del settore Oil & Gas ha inoltre continuato a spingere diversi contrattisti a optare per lo smantellamento dei mezzi più datati e considerati con minori prospettive di utilizzo; nel complesso oltre 100 impianti sono stati ritirati dal mercato dall'inizio della crisi, portando a un calo del 15% dell'offerta di impianti di perforazione. L'attività di smantellamento ha interessato in particolare gli impianti floaters che hanno registrato un calo dell'offerta di circa il 25%.

L'andamento delle rate dei contratti assegnati nel periodo ha continuato a essere condizionato da una generale debolezza; l'ultra deepwater si è attestato nuovamente attorno a 200.000-250.000 dollari al giorno e gli high specs jack-ups hanno registrato valori inferiori a 100.000 dollari al giorno in Medio Oriente, area di riferimento per questa tipologia di impianto. Non sono mancati anche in questo semestre casi di drilling contractors che, pur di mantenere impianti in operazione, hanno accettato forti riduzioni di rata fino alla sola copertura dei costi operativi.

A causa del significativo numero di ordini assegnati nei precedenti anni con una fase di mercato positiva, l'attività di costruzione di nuove unità di perforazione offshore ha continuato a mantenersi su livelli importanti con 145 nuove unità in fase di realizzazione (100 jack-ups, 15 semisommergibili e 30 drillships), di cui ben 126 di esse risultano non avere ancora un impegno contrattuale per il loro utilizzo. Nell'attesa di migliori condizioni, la fase negativa attraversata dal mercato ha indotto in vari casi al posticipo delle tempistiche di consegna degli impianti in costruzione, tendenzialmente al 2018 e oltre. Il significativo numero di unità che saranno consegnate nel medio termine e il già menzionato smantellamento che ha interessato parte della flotta esistente rappresentano modifiche strutturali del segmento Drilling Offshore che potranno avere effetti significativi nel medio-lungo periodo.

Le acquisizioni

Le acquisizioni più rilevanti nel primo semestre del 2017 sono le seguenti:

per conto Eni, un contratto relativo ad attività di perforazione in Mozambico, per la durata di 15 mesi, a partire dal 2019 con l'impiego della nave di perforazione Saipem 12000;
per conto Eni, un contratto per la perforazione di due pozzi nell'offshore di Cipro a partire dal quarto trimestre del 2017 con l'impiego della nave di perforazione Saipem 12000; - un contratto per la perforazione di un pozzo,
più un altro opzionale, nel Mar Nero, con l'impiego della piattaforma semisommergibile Scarabeo 9; il progetto prevede la realizzazione di alcune modifiche all'impianto per rendere possibile l'attraversamento dello stretto del Bosforo.

Gli investimenti

Gli investimenti sostenuti nel corso del primo semestre del 2017 hanno riguardato interventi di rimessa in classe e di adeguamento dei mezzi alle normative internazionali e alle richieste specifiche delle società committenti. Gli impianti oggetto di attività di manutenzione sono stati il jack-up Perro Negro 4, il tender barge Saipem TAD e la piattaforma semisommergibile Scarabeo 9.

Le realizzazioni

Nel corso del primo semestre del 2017 le unità drilling offshore di Saipem hanno completato 23 pozzi (di cui 15 work-over), per un totale di 36.500 metri perforati.

La flotta è stata impegnata nel seguente modo:

unità deep-water: la nave di perforazione Saipem 12000 ha proseguito il periodo di stand-by in Namibia iniziato in seguito alla decisione dell'ottobre 2015 di Total, il precedente committente, di interrompere i lavori fino ad allora in svolgimento in Angola; il periodo di sosta è stato utilizzato per attività di ottimizzazione dell'impianto; la nave di perforazione Saipem 10000, nell'ambito di un contratto pluriennale con Eni, ha proseguito le operazioni in Egitto; la piattaforma semisommergibile Scarabeo 9 ha completato le operazioni di manutenzione per il rinnovo di classe nel mese di marzo a Las Palmas, Isole Canarie; successivamente sono stati avviati i lavori di preparazione per le attività che saranno svolte nel Mar Nero nell'ambito del contratto acquisito nel corso del semestre e precedentemente menzionato; la piattaforma semisommergibile Scarabeo 8 ha proseguito nello svolgimento di attività nel settore norvegese del Mare di Barents per conto Eni Norge; la piattaforma semisommergibile Scarabeo 7, operativa in Indonesia nell'ambito di un contratto pluriennale con Eni Muara Bakau, è stata posta in standby remunerato in seguito alla decisione del cliente di sospendere le attività operative per via delle difficili condizioni di mercato; la piattaforma semisommergibile Scarabeo 6 è attualmente in Egitto posta in cold stacking durante l'esercizio precedente; la piattaforma semisommergibile Scarabeo 5 ha operato in Norvegia nell'ambito di un contratto con Statoil; a fine giugno, a seguito del mancato rinnovo del contratto di noleggio, il mezzo è stato interamente svalutato;
high specifications jack-ups: l'unità Perro Negro 8 ha proseguito le attività per conto di National Drilling Co (NDC) negli Emirati Arabi fino a marzo; in seguito alla decisione del cliente di terminare anticipatamente il contratto per via delle avverse condizioni di mercato, l'impianto è stato trasferito presso la base Saipem di Sharja negli Emirati Arabi; il Perro Negro 7 ha continuato a operare per conto Saudi Aramco nell'offshore dell'Arabia Saudita;
standard jack-ups: il Perro Negro 2 e il Perro Negro 3 hanno continuato a rimanere in lay-up nella base Saipem di Sharja, 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 e ha completato gli interventi di manutenzione periodica di classe;
altre attività: l'impianto tender assisted Saipem TAD ha continuato a rimanere in standby remunerato in Namibia in seguito alla decisione, presa dal committente Eni Congo SA nell'esercizio precedente, di sospendere le attività per via delle avverse condizioni di mercato.

Utilizzo mezzi navali

L'utilizzo dei principali mezzi navali nel primo semestre del 2017 è stato il seguente:

			Primo semestre 2017
Mezzo navale	(N. giorni)	venduti	non operativi
Piattaforma semisommergibile Scarabeo 5		178	3 (1)
Piattaforma semisommergibile Scarabeo 6		-	181 (2)
Piattaforma semisommergibile Scarabeo 7		181	-
Piattaforma semisommergibile Scarabeo 8		181	-
Piattaforma semisommergibile Scarabeo 9		91	90 (3)
Nave di perforazione Saipem 10000		181	-
Nave di perforazione Saipem 12000		181	-
Jack-up Perro Negro 2		12	169 (2)
Jack-up Perro Negro 3		-	181 (2)
Jack-up Perro Negro 4		34	147 (1) (3)
Jack-up Perro Negro 5		181	-
Jack-up Perro Negro 7		181	-
Jack-up Perro Negro 8		102	79 (2)
Tender Assisted Drilling Barge		154	27 (3)

(1) Giorni in cui il mezzo è stato interessato da interventi di manutenzione a seguito di problematiche tecniche.

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

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

Drilling Onshore

Quadro generale

A giugno 2017 la flotta drilling onshore di Saipem si compone di 104 unità (incluse 5 installate a bordo di strutture nell'offshore del Perù ora consolidate nella divisione Drilling Onshore), di cui 101 di proprietà e 3 di terzi e in gestione a Saipem. Le aree di operazione sono state l'America Latina (Perù, Bolivia, Colombia, Ecuador, Argentina, Cile e Venezuela), il Medio Oriente (Arabia Saudita e Kuwait), il Kazakhstan e l'Africa (Congo e Marocco).

Il contesto di mercato di riferimento

Nel corso del primo semestre del 2017 il volume complessivo di investimenti delle Oil Company nei mercati di riferimento per Saipem è risultato sostanzialmente allineato al semestre precedente, anno caratterizzato da un significativo calo della spesa in esplorazione e produzione rispetto agli esercizi passati. La congiuntura negativa è stata testimoniata dalla debolezza delle quotazioni del petrolio, sceso nuovamente sotto i 50 dollari al barile dal mese di giugno, dopo un'iniziale ripresa nei primi mesi dell'anno, in corrispondenza dei tagli alla produzione annunciati dai Paesi OPEC e non-OPEC.

Grazie a specificità tipiche della regione, gli Stati Uniti sono tra le poche aree che hanno iniziato a far registrare una ripresa degli investimenti concentrati nel segmento dello "shale"; la previsione di impiego di tali impianti è di quasi 1.000 unità per il 2017, dato comunque ancora ben lontano dai 2.000 rig attivi toccato nel 2014 prima dell'inizio della crisi, ma comunque indicativo di una possibile inversione di tendenza in questa area geografica.

L'America Latina, area che in termini di investimenti in esplorazione e produzione è caratterizzata invece da una forte sensitività al prezzo del petrolio, si è confermata tra i mercati che maggiormente risentono della crisi con un livello di spesa allineato all'esercizio precedente (quando era stato registrato un calo di oltre il 40% rispetto al 2015). Anche nelle altre regioni in cui Saipem opera i livelli di spesa registrati nel semestre sono stati allineati all'esercizio precedente, quando era stato registrato un calo rispetto al 2015, ma più contenuto rispetto a quanto accaduto nello stesso periodo in Sud America. In particolare il Medio Oriente ha continuato a mostrare, pur con una pressione sulle rate di noleggio, una sostanziale stabilità nel livello di attività grazie all'Arabia Saudita (che si conferma come mercato di riferimento nella regione) e ai Paesi che hanno avviato significativi programmi di crescita quali il Kuwait.

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 Kuwait. 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 corso del primo semestre del 2017 sono stati completati 76 pozzi (di cui 6 work-over), per un totale di 319.039 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 Cepsa, CNPC, Pacific Rubiales, Repsol e GMP) e Saipem è stata presente nel Paese con diciotto unità a terra (sedici di proprietà e due fornite dal committente) e cinque unità installate su piattaforme offshore; durante la prima parte dell'esercizio la flotta presente nel Paese è stata ridotta in seguito all'alienazione di un impianto per via dell'assenza di prospettive di utilizzo nel breve termine; in Bolivia sono stati impiegati complessivamente tre mezzi per attività per conto di YPFB Andina, Pluspetrol e Repsol; è stata inoltre iniziata la preparazione di un ulteriore impianto in vista di attività che saranno avviate nel corso del secondo semestre del 2017; in Cile sono stati svolti lavori per conto di YPF con l'impiego di un impianto; in Argentina sono iniziate le operazioni di due impianti per conto dei clienti Total e Pan American Energy; in Colombia Saipem è stata presente con tre impianti uno dei quali ha svolto attività per conto di Canacol; in Ecuador sono state dislocate quattro unità e nel Paese Saipem ha operato per conto del cliente Agip Oil; in Venezuela i 26 impianti presenti nel Paese hanno continuato a rimanere inattivi.

In Arabia Saudita Saipem è stata presente con ventotto impianti che hanno svolto operazioni per conto del cliente Saudi Aramco nell'ambito degli impegni contrattuali assunti.

In Kuwait nel mese di gennaio sono iniziate le attività operative del primo delle due unità che Saipem, nell'ambito di contratti già acquisiti, si è impegnata a fornire al cliente KOC; è inoltre proseguita la preparazione del secondo impianto (proveniente dalla flotta Saipem dislocata in Kazakhstan) in vista della sua entrata in attività nella seconda metà dell'esercizio.

In Kazakhstan Saipem è stata presente con due impianti forniti da un partner e quattro impianti di proprietà; nell'ambito di un contratto acquisito con il cliente Zhaikmunay, durante il semestre è stata avviata la preparazione di un impianto per lavori che inizieranno nella seconda metà dell'esercizio.

In Africa Saipem ha operato in Congo e in Marocco, nel primo caso per conto di 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 di Eni; l'avvio dei lavori, inizialmente previsto per il primo semestre del 2016, è stato successivamente posticipato dal committente al 2017; tale ritardo è comunque remunerato a una rata di stand-by.

Utilizzo impianti

L'attività operativa ha comportato un utilizzo medio degli impianti del 57,2% (70,4% nel corrispondente periodo del 2016); gli impianti di proprietà al 30 giugno 2017 ammontano a 101 (nel corso del primo semestre del 2017 cinque impianti onshore installati su piattaforme offshore sono stati riclassificati dalla divisione Drilling Offshore alla divisione Drilling Onshore), dislocati nei seguenti Paesi: 28 in Arabia Saudita, 26 in Venezuela, 23 in Perù, 4 in Bolivia, 4 in Colombia, 4 in Kazakhstan, 4 in Ecuador, 2 in Kuwait, 2 in Argentina, 1 in Cile, 1 in Congo, 1 in Italia e 1 in Marocco.

Inoltre è stato utilizzato 1 impianto di terzi in Congo.

Commento ai risultati economico-finanziari

Come più volte evidenziato, i volumi dei ricavi realizzati e la redditività a 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
2016	(milioni di euro)	2016	2017	Var. %
9.976	Ricavi della gestione caratteristica	5.275	4.590	(13,0)
9	Altri ricavi e proventi	2	2
(7.294)	Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi	(3.746)	(3.265)
(1.782)	Lavoro e oneri relativi	(949)	(854)
909	Margine operativo lordo (EBITDA)	582	473	(18,7)
(2.408)	Ammortamenti e svalutazioni	(345)	(349)
(1.499)	Risultato operativo (EBIT)	237	124	(47,7)
(154)	Oneri finanziari netti	(70)	(115)
18	Proventi netti su partecipazioni	9	2
(1.635)	Risultato prima delle imposte	176	11	(93,8)
(445)	Imposte sul reddito	(120)	(110)
(2.080)	Risultato prima degli interessi di terzi azionisti	56	(99)
(7)	Risultato di competenza di terzi azionisti	(3)	(11)
(2.087)	Utile (perdita) del periodo	53	(110)

I ricavi della gestione caratteristica realizzati nel corso del primo semestre del 2017 ammontano a 4.590 milioni di euro.

Il margine operativo lordo (EBITDA) è pari a 473 milioni di euro. Gli ammortamenti delle immobilizzazioni materiali e immateriali sono pari a 349 milioni di euro.

Il risultato operativo (EBIT) conseguito nel primo semestre del 2017 è pari a 124 milioni di euro. I principali scostamenti sono dettagliati di seguito nell'analisi per settore di attività.

Gli oneri finanziari netti ammontano a 115 milioni di euro, in aumento di 45 milioni di euro a causa del deprezzamento del dollaro.

I proventi netti su partecipazioni sono pari a 2 milioni di euro, a causa del minore contributo delle società valutate al patrimonio netto.

Il risultato prima delle imposte si attesta a una perdita di 99 milioni di euro. Le imposte sul reddito sono pari a 11 milioni di euro.

Il risultato netto è pari a una perdita di 110 milioni di euro.

Esercizio			Primo semestre
2016	(milioni di euro)	2016	2017
(1.499)	Risultato operativo (EBIT)	237	124
2.081	Svalutazioni e oneri da riorganizzazione	87	136
582	Risultato operativo (EBIT) adjusted	324	260

Esercizio			Primo semestre
2016	(milioni di euro)	2016	2017
(2.087)	Utile (perdita) del periodo	53	(110)
2.313	Svalutazioni e oneri da riorganizzazione	87	202
226	Utile (perdita) del periodo adjusted	140	92

La perdita dell'esercizio, pari a 110 milioni di euro (utile d'esercizio di 53 milioni di euro nel primo semestre del 2016), sconta rispetto al risultato netto adjusted i seguenti special items:

svalutazioni della piattaforma semisommergibile Scarabeo 5 e del relativo magazzino per 44 milioni di euro, a causa delle mutate prospettive di utilizzo dell'impianto;
svalutazioni derivanti dal test di impairment per 53 milioni di euro, derivanti dall'aumento dal 7,2% al 7,8% del tasso di sconto utilizzato;
oneri da riorganizzazione per 26 milioni di euro (al netto del relativo effetto fiscale);
oneri derivanti dalla definizione di controversie tributarie per 79 milioni di euro.

Riconciliazione EBIT adjusted - EBIT

(milioni di euro)	E&C Offshore	E&C Onshore	Floaters	Drilling Offshore	Drilling Onshore	Totale
EBIT adjusted	188	34	(45)	96	(13)	260
Impairment/svalutazioni asset	-	-	22	63	-	85
Svalutazione magazzini	-	-	-	12	-	12 (1)
Oneri da riorganizzazione	16	11	9	1	2	39 (1)
Totale svalutazioni	(16)	(11)	(31)	(76)	(2)	(136)
EBIT	172	23	(76)	20	(15)	124

(1) Totale 51 milioni di euro: riconciliazione EBITDA adjusted pari a 524 milioni di euro rispetto a EBITDA pari a 473 milioni di euro.

Gruppo Saipem - Conto economico adjusted

Esercizio			Primo semestre
2016	(milioni di euro)	2016	2017	Var. %
9.976	Ricavi della gestione caratteristica	5.275	4.590	(13,0)
9	Altri ricavi e proventi	2	2
(6.961)	Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi	(3.659)	(3.253)
(1.758)	Lavoro e oneri relativi	(949)	(815)
1.266	Margine operativo lordo (EBITDA) adjusted	669	524	(21,7)
(684)	Ammortamenti e svalutazioni	(345)	(264)
582	Risultato operativo (EBIT) adjusted	324	260	(19,8)
(154)	Oneri finanziari netti	(70)	(115)
18	Proventi netti su partecipazioni	9	2
446	Risultato prima delle imposte adjusted	263	147	(44,1)
(213)	Imposte sul reddito	(120)	(44)
233	Risultato prima degli interessi di terzi azionisti adjusted	143	103	(28,0)
(7)	Risultato di competenza di terzi azionisti	(3)	(11)
226	Utile (perdita) del periodo adjusted	140	92	(34,3)

Risultato operativo adjusted e costi per destinazione

Esercizio		Primo semestre
2016	(milioni di euro)	2016	2017	Var. %
9.976	Ricavi della gestione caratteristica	5.275	4.590	(13,0)
(8.741)	Costi della produzione	(4.620)	(4.060)
(316)	Costi di inattività	(153)	(99)
(104)	Costi commerciali	(58)	(60)
(19)	Costi di ricerca e sviluppo	(7)	(11)
(24)	Proventi (oneri) diversi operativi netti	(18)	(12)
(190)	Spese generali	(95)	(88)
582	Risultato operativo (EBIT) adjusted	324	260	(19,8)

Il Gruppo Saipem ha conseguito nel primo semestre del 2017 ricavi della gestione caratteristica per 4.590 milioni di euro, con un decremento di 685 milioni di euro rispetto al primo semestre del 2016 a causa della contrazione di attività nei settori Engineering & Construction Offshore, Floaters e Drilling.

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 4.060 milioni di euro, con un decremento di 560 milioni di euro rispetto al primo semestre del 2016.

I costi di inattività sono diminuiti di 54 milioni di euro; il decremento è imputabile al recupero dell'efficienza della divisione Engineering & Construction Offshore e alla diminuzione degli ammortamenti a seguito delle svalutazioni effettuate al 31 dicembre 2016 nel Drilling Offshore. I costi commerciali, pari a 60 milioni di euro, registrano un incremento di 2 milioni di euro, in linea rispetto al primo semestre del 2016.

Le spese di ricerca rilevate tra i costi di gestione, pari a 11 milioni di euro, registrano un incremento di 4 milioni di euro rispetto al primo semestre del 2016, coerentemente con l'aumento del budget a disposizione per l'attività. Le spese generali, pari a 88 milioni di euro, regi-

strano un decremento di 7 milioni di euro, per effetto del programma di riduzione costi.

Di seguito l'analisi dei risultati espressi dalle principali attività, esposti come precedentemente specificato con il risultato della business line Floaters separato da quello della divisione Engineering & Construction Onshore:

	Esercizio		Primo semestre
2016	2016		2016	2016	2017
	riesposto	(milioni di euro)		riesposto
5.686	4.652	Ricavi della gestione caratteristica	3.071	2.534	2.020
(5.057)	(3.935)	Costo del venduto	(2.742)	(2.216)	(1.744)
629	717	Margine operativo lordo (EBITDA) adjusted	329	318	276
(250)	(197)	Ammortamenti	(125)	(101)	(88)
379	520	Risultato operativo (EBIT) adjusted	204	217	188
(387)	(308)	Svalutazioni e oneri di riorganizzazione	-	-	(16)
(8)	212	Risultato operativo (EBIT)	204	217	172

I ricavi del primo semestre del 2017 ammontano a 2.020 milioni di euro, con una riduzione del 20,3% rispetto al corrispondente periodo del 2016, riconducibile principalmente ai minori volumi registrati in Kazakhstan e in America Centro Sud, in parte compensati dai maggiori volumi sviluppati in Africa del Nord.

Il costo del venduto, pari a 1.744 milioni di euro, con un decremento di 472 milioni di euro rispetto al primo semestre del 2016 coerentemente con i minori volumi.

Il margine operativo lordo (EBITDA) adjusted del primo semestre del 2017 ammonta a 276 milioni di euro, pari al 13,7% dei ricavi, rispetto a 318 milioni di euro del corrispondente periodo del 2016, pari al 12,5% dei ricavi. L'incremento percentuale è riconducibile a una buona efficienza operativa e alla minore inattività dei mezzi.

Gli ammortamenti sono inferiori di 13 milioni di euro rispetto a quanto consuntivato nel medesimo periodo del 2016.

Il risultato operativo (EBIT) del primo semestre del 2017 ammonta a 172 milioni di euro ed è inclusivo di oneri di riorganizzazione per 16 milioni di euro.

Engineering & Construction Offshore

Engineering & Construction Onshore

				Primo semestre
2016	2016 riesposto (*)	(milioni di euro)	2016	2016 riesposto (*)	2017
2.844	2.855	Ricavi della gestione caratteristica	1.427	1.433	1.662
(2.803)	(2.812)	Costo del venduto	(1.407)	(1.412)	(1.613)
41	43	Margine operativo lordo (EBITDA) adjusted	20	21	49
(36)	(36)	Ammortamenti	(19)	(19)	(15)
5	7	Risultato operativo (EBIT) adjusted	1	2	34
(147)	(147)	Svalutazioni e oneri di riorganizzazione	-	-	(11)
(142)	(140)	Risultato operativo (EBIT)	1	2	23

(*) I risultati della divisione HVS non sono illustrati separatamente perché la divisione è ancora in una fase di startup.

I ricavi del primo semestre del 2017 ammontano a 1.662 milioni di euro, con un incremento del 16% rispetto al corrispondente periodo del 2016, riconducibile principalmente ai maggiori volumi registrati in Medio ed Estremo Oriente e Kazakhstan, in parte compensati dai minori volumi nelle Americhe. Anche il costo del venduto, pari a 1.613 milioni di euro, aumenta rispetto al corrispondente periodo del 2016 coerentemente con i maggiori volumi.

Il margine operativo lordo (EBITDA) adjusted del primo semestre del 2017 ammonta a 49 milioni di euro, pari al 2,9% dei ricavi, rispetto a 21 milioni di euro del corrispondente periodo del 2016, pari all'1,5% dei ricavi.

Gli ammortamenti risultano pari a 15 milioni di euro, in diminuzione rispetto al corrispondente periodo del 2016.

Il risultato operativo (EBIT) del primo semestre del 2017 ammonta a 23 milioni di euro ed è inclusivo di oneri di riorganizzazione per 11 milioni di euro.

Floaters

Esercizio			Primo semestre
2016	(milioni di euro)	2016	2017
1.023	Ricavi della gestione caratteristica	531	338
(1.113)	Costo del venduto	(521)	(350)
(90)	Margine operativo lordo (EBITDA) adjusted	10	(12)
(53)	Ammortamenti	(24)	(33)
(143)	Risultato operativo (EBIT) adjusted	(14)	(45)
(79)	Svalutazioni e oneri di riorganizzazione	-	(31)
(222)	Risultato operativo (EBIT)	(14)	(76)

I ricavi del primo semestre del 2017 ammontano a 338 milioni di euro, con una riduzione del 36,3% rispetto al corrispondente periodo del 2016, riconducibile principalmente ai minori volumi registrati in Africa Occidentale.

Il costo del venduto, pari a 350 milioni di euro, diminuisce rispetto al primo semestre del 2016 coerentemente con i minori volumi.

Il margine operativo lordo (EBITDA) adjusted del primo semestre del 2017 ammonta a -12 milioni di euro, rispetto a 10 milioni di euro del corrispondente periodo del 2016. Il peggioramento è dovuto principalmente a un progetto in Africa Occidentale che ha registrato un incremento di costi di costruzione derivanti da un addizionale programma di accelerazione.

Gli ammortamenti, pari a 33 milioni di euro, sono in aumento rispetto al corrispondente periodo del 2016.

Il risultato operativo (EBIT) del primo semestre del 2017 ammonta a una perdita di 76 milioni di euro, e sconta una svalutazione a seguito di impairment test per 22 milioni di euro e oneri da riorganizzazione per 9 milioni di euro.

Drilling Offshore

Esercizio			Primo semestre
2016	(milioni di euro)	2016	2017
903	Ricavi della gestione caratteristica	487	323
(449)	Costo del venduto	(250)	(166)
454	Margine operativo lordo (EBITDA) adjusted	237	157
(220)	Ammortamenti	(111)	(61)
234	Risultato operativo (EBIT) adjusted	126	96
(1.202)	Svalutazioni e oneri di riorganizzazione	-	(76)
(968)	Risultato operativo (EBIT)	126	20

I ricavi del primo semestre del 2017 ammontano a 323 milioni di euro, con un decremento del 33,7% rispetto al corrispondente periodo del 2016, a causa principalmente dei minori ricavi registrati dalla piattaforma semisommergibile Scarabeo 9, interessata da lavori di rimessa in classe nel primo trimestre, dalla piattaforma semisommergibile Scarabeo 7 a causa della temporanea applicazione della rata contrattuale di stand by, nonché dal mancato contributo nel semestre dei mezzi di perforazione autosollevanti Perro Negro 2 e Perro Negro 3, attualmente senza contratto e svalutati interamente al 31 dicembre 2016. Il decremento è stato in minima parte compensato dai maggiori ricavi derivanti dalla piena attività dal mezzo di perforazione autosollevante Perro Negro 5, interessato da lavori di rimessa in classe nel primo trimestre del 2016.

Il costo del venduto, pari a 166 milioni di euro, registra un decremento di 84 milioni di euro, coerentemente con la riduzione dei volumi rispetto al corrispondente periodo del 2016.

Il margine operativo lordo (EBITDA) adjusted del primo semestre del 2017 ammonta a 157 milioni di euro, rispetto a 237 milioni di euro del corrispondente periodo del 2016, con un'incidenza sui ricavi pari al 48,6%, in linea rispetto al corrispondente periodo del 2016.

Gli ammortamenti diminuiscono di 50 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2016, conseguentemente alla svalutazione del 31 dicembre 2016.

Il risultato operativo (EBIT) del primo semestre del 2017 ammonta a 20 milioni di euro, inclusivo della svalutazione della piattaforma semisommergibile Scarabeo 5 e del relativo magazzino per 44 milioni di euro, a causa delle mutate prospettive di utilizzo dell'impianto, della svalutazione di altri mezzi navali a seguito del test di impairment per 31 milioni di euro e oneri da riorganizzazione per 1 milione di euro.

Drilling Onshore

Esercizio			Primo semestre
2016	(milioni di euro)	2016	2017
543	Ricavi della gestione caratteristica	290	247
(401)	Costo del venduto	(207)	(193)
142	Margine operativo lordo (EBITDA) adjusted	83	54
(178)	Ammortamenti	(90)	(67)
(36)	Risultato operativo (EBIT) adjusted	(7)	(13)
(345)	Svalutazioni e oneri di riorganizzazione	(87)	(2)
(381)	Risultato operativo (EBIT)	(94)	(15)

I ricavi del primo semestre del 2017 ammontano a 247 milioni di euro, con un decremento del 14,8% rispetto al corrispondente periodo del 2016, riconducibile principalmente alla ridotta attività in Sud America.

Il costo del venduto registra una riduzione di 14 milioni di euro rispetto al primo semestre del 2016.

Il margine operativo lordo (EBITDA) adjusted del primo semestre del 2017 ammonta a 54 milioni di euro, pari al 21,9% dei ricavi, rispetto a 83 milioni di euro del corrispondente periodo del 2016, pari al 28,6% dei ricavi, per effetto del minore contributo dei mezzi in Sud America, nonché dei costi di startup dei nuovi progetti in Kuwait e Argentina.

Gli ammortamenti, pari a 67 milioni di euro, in diminuzione di 23 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2016, riconducibile alla piena operatività nel corrente semestre dei nuovi impianti in Arabia Saudita.

Il risultato operativo (EBIT) del primo semestre del 2017 è negativo per 15 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.

30.06.2016		(milioni di euro)	31.12.2016	30.06.2017
	7.016	Attività materiali nette	5.192	4.902
	759	Attività immateriali nette	755	753
	7.775		5.947	5.655
3.052		- Engineering & Construction Offshore	2.745	2.657
519		- Engineering & Construction Onshore	444	425
265		- Floaters	179	134
2.955		- Drilling Offshore	1.754	1.664
984		- Drilling Onshore	825	775
	141	Partecipazioni	147	148
	7.916	Capitale immobilizzato	6.094	5.803
	1.332	Capitale di esercizio netto	447	752
	(208)	Fondo per benefici ai dipendenti	(206)	(206)
	-	Attività (passività) disponibili per la vendita	-	-
	9.040	Capitale investito netto	6.335	6.349
	7.052	Patrimonio netto	4.866	4.817
	48	Capitale e riserve di terzi	19	28
	1.940	Indebitamento finanziario netto	1.450	1.504
	9.040	Coperture	6.335	6.349
	0,27	Leverage (indebitamento/patrimonio netto + capitale di terzi)	0,30	0,31
	10.109.774.396	N. azioni emesse e sottoscritte	10.109.774.396	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. 69.

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 2017 a 5.803 milioni di euro, con un decremento di 291 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2016. La variazione deriva da investimenti per 156 milioni di euro, dalla variazione positiva delle partecipazioni valutate al patrimonio netto per 2 milioni di euro, da ammortamenti e svalutazioni per 349 milioni di euro e dall'effetto netto negativo derivante principalmente dalla conversione dei bilanci espressi in moneta estera e da altre variazioni per 100 milioni di euro.

Il capitale di esercizio netto aumenta da 305 milioni di euro, passando da 447 milioni di euro al 31 dicembre 2016 a 752 milioni di euro al 30 giugno 2017.

Il fondo per benefici ai dipendenti ammonta a 206 milioni di euro, in linea rispetto al 31 dicembre 2016.

A seguito di quanto prima analizzato, il capitale investito netto aumenta di 14 milioni di euro, attestandosi, al 30 giugno 2017, a 6.349 milioni di euro, rispetto a 6.335 milioni di euro del 31 dicembre 2016.

Il patrimonio netto, compresa la quota attribuibile alle minoranze, ammonta al 30 giugno 2017 a 4.845 milioni di euro, in diminuzione di 40 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2016. La diminuzione è riconducibile all'effetto negativo del risultato netto del periodo pari a 99 milioni di euro, compensato dall'effetto positivo della variazione della valutazione al fair value degli strumenti derivati di copertura del rischio di cambio e commodity per 167 milioni di euro, nonché dall'effetto negativo sul patrimonio netto derivante dalla conversione dei bilanci espressi in moneta estera e da altre variazioni per 108 milioni di euro.

L'indebitamento finanziario netto al 30 giugno 2017 è pari a 1.504 milioni di euro, rispetto a 1.450 milioni di euro del 31 dicembre 2016.

Composizione indebitamento finanziario netto
----------------------------------------------	--

30.06.2016	(milioni di euro)	31.12.2016	30.06.2017
(1)	Crediti verso altri finanziatori esigibili oltre l'esercizio successivo	-	-
3.426	Debiti verso banche esigibili oltre l'esercizio successivo	2.193	1.495
13	Debiti obbligazionari e verso altri finanziatori esigibili oltre l'esercizio successivo	1.001	1.495
3.438	Indebitamento finanziario netto a medio/lungo termine	3.194	2.990
(1.653)	Depositi bancari, postali e presso imprese finanziarie di Gruppo	(1.890)	(1.809)
(26)	Titoli disponibili per la vendita	(55)	(55)
(3)	Denaro e valori in cassa	(2)	(2)
(3)	Crediti verso altri finanziatori esigibili entro l'esercizio successivo	(3)	(1)
113	Debiti verso banche esigibili entro l'esercizio successivo	179	335
74	Debiti obbligazionari e verso altri finanziatori esigibili entro l'esercizio successivo	27	46
(1.498)	Indebitamento finanziario netto (disponibilità finanziarie) a breve termine	(1.744)	(1.486)
1.940	Indebitamento finanziario netto (disponibilità finanziarie)	1.450	1.504

Le attività (passività) connesse al fair value dei contratti derivati sono rappresentate nella nota 27 "Strumenti finanziari derivati".

Per la suddivisione per valuta dell'indebitamento finanziario lordo di 3.371 milioni di euro si rimanda a quanto indicato nella nota 17 "Passività finanziarie a breve termine" e nella nota 22 "Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine".

Prospetto del conto economico complessivo

		Primo semestre
(milioni di euro)	2016	2017
Utile (perdita) netto del periodo	56	(99)
Altre componenti del conto economico complessivo:
- variazione del fair value derivati cash flow hedge	148	218
- differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro	(22)	(108)
- variazione del fair value di partecipazioni immobilizzate	-	-
- effetto fiscale relativo alle altre componenti dell'utile complessivo	(38)	(51)
Totale altre componenti del conto economico complessivo	88	(59)
Totale utile (perdita) complessivo del periodo	144	(40)
Di competenza:
- Gruppo Saipem	139	(49)
- terzi azionisti	5	9

Patrimonio netto comprese interessenze di terzi azionisti

(milioni di euro)
Patrimonio netto comprese interessenze di terzi azionisti al 31 dicembre 2016	4.885
Totale risultato complessivo di periodo	(99)
Dividendi distribuiti	-
Cessione (acquisto) di azioni proprie al netto del fair value dei piani di incentivazione	2
Aumento di capitale al netto di oneri	(2)
Altre variazioni	59
Totale variazioni	(40)
Patrimonio netto comprese interessenze di terzi azionisti al 30 giugno 2017	4.845
Di competenza:
- Gruppo Saipem	4.817
- terzi azionisti	28

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
2016	(milioni di euro)	2016	2017
(2.087)	Utile (perdita) del periodo di Gruppo	53	(110)
7	Risultato del periodo di terzi azionisti	3	11
	a rettifica:
2.208	Ammortamenti e altri componenti non monetari	309	471
5	(Plusvalenze) minusvalenze nette su cessioni e radiazioni di attività	2	1
516	Dividendi, interessi e imposte	160	144
649	Flusso di cassa del risultato operativo prima della variazione del capitale di periodo	527	517
647	Variazione del capitale di periodo relativo alla gestione	(202)	(199)
(318)	Dividendi incassati, imposte pagate, interessi pagati e incassati	(138)	(255)
978	Flusso di cassa netto da attività operativa	187	63
(296)	Investimenti tecnici	(97)	(147)
-	Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda	-	(9)
17	Dismissioni e cessioni parziali di partecipazioni consolidate, rami d'azienda e attività materiali	4	7
(1)	Altre variazioni relative all'attività di finanziamento	-	-
698	Free cash flow	94	(86)
1	Investimenti e disinvestimenti relativi all'attività di finanziamento	27	2
(3.253)	Variazione debiti finanziari a breve e lungo termine	(2.953)	38
(26)	Cessione (acquisto) di azioni proprie	-	-
3.399	Flusso di cassa del capitale proprio	-	(2)
-	Aumento di capitale al netto di oneri	3.435	-
7	Variazioni area di consolidamento e differenze di cambio sulle disponibilità	(13)	(33)
826	FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO	590	(81)
698	Free cash flow	94	(86)
(26)	Cessione (acquisto) di azioni proprie	-	-
3.399	Flusso di cassa del capitale proprio	3.435	(2)
(131)	Differenze di cambio sull'indebitamento finanziario netto e altre variazioni	(79)	34
3.940	VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO	3.450	(54)

(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. 69.

Il flusso di cassa netto da attività operativa positivo per 63 milioni di euro unitamente alle dismissioni e cessioni di asset non strategici pari a 7 milioni di euro, al netto del flusso negativo degli investimenti tecnici netti e altre variazioni relative all'attività di investimento pari a 156 milioni di euro, ha generato un free cash flow negativo per 86 milioni di euro.

Il flusso di cassa del capitale proprio, negativo per 2 milioni di euro, è relativo alla capitalizzazione degli oneri. La differenza di cambio dell'indebitamento finanziario netto ha generato un effetto negativo per 33 milioni di euro. Pertanto l'indebitamento finanziario netto ha subito un decremento di 54 milioni di euro.

Il flusso di cassa del risultato operativo prima della variazione del capitale di periodo, di 517 milioni di euro, deriva:

dal risultato negativo del periodo di 99 milioni di euro;
dagli ammortamenti e svalutazioni di attività materiali e immateriali per 349 milioni di euro,

compensati in parte dall'effetto della valutazione delle partecipazioni al patrimonio netto per 2 milioni di euro, dalla variazione del fondo benefici ai dipendenti per 3 milioni di euro e da differenze cambio e altre variazioni per 121 milioni di euro;

dalle minusvalenze nette su cessioni di attività per 1 milione di euro;
dagli oneri finanziari netti per 34 milioni di euro e dalle imposte sul reddito per 110 milioni di euro.

La variazione negativa del capitale dell'esercizio relativa alla gestione di 199 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 2017 negativa per 255 milioni di euro si riferisce principalmente alle imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati. Gli investimenti tecnici in attività materiali e immateriali ammontano a 147 milioni di euro. La suddivisione per divisione è: Drilling Offshore (63 milioni di euro), Engineering & Construction Offshore (41 milioni di euro), Drilling Onshore (41 milioni di euro) ed Engineering & Construction Onshore (2 milioni di euro). Ulteriori informazioni, in ordine agli investimenti effettuati nel periodo 2017 sono riportate nel commento all'andamento operativo.

Il flusso di cassa generato dai disinvestimenti, pari a 7 milioni di euro, si riferisce principalmente alla cessione di asset non strategici.

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 27,5% 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.

		31.12.2016	30.06.2016	30.06.2017
Risultato netto	(milioni di euro)	(2.080)	173	(2.235)
Esclusione degli oneri finanziari correlati al debito (al netto dell'effetto fiscale)	(milioni di euro)	112	155	151
Risultato netto unlevered	(milioni di euro)	(1.968)	328	(2.084)
Capitale investito netto:	(milioni di euro)
- a inizio periodo		8.909	8.877	9.040
- a fine periodo		6.335	9.040	6.402
Capitale investito netto medio	(milioni di euro)	7.622	8.959	7.721
ROACE	(%)	(25,82)	3,66	(26,99)
ROACE operative	(%)	(25,82)	3,66	(26,99)

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.

	30.06.2016	30.06.2017
Leverage	0,27	0,31

Sostenibilità

Saipem si impegna a gestire le operazioni in modo sostenibile e responsabile, a promuovere il dialogo e consolidare le relazioni con i propri stakeholder. La presenza di Saipem nei territori permette la creazione di un valore condiviso che contribuisce, in particolar modo attraverso la promozione del local content, allo sviluppo socio-economico delle aree in cui opera. In tale ottica si inserisce l'adesione di Saipem 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 al raggiungimento dei Sustainable Development Goal al 2030.

Coinvolgimento con gli stakeholder

L'identificazione e il coinvolgimento di tutti i portatori di legittimi interessi sono aspetti fondamentali della strategia di sostenibilità di Saipem. Il dialogo e la condivisione degli obiettivi con tutti gli stakeholder sono gli strumenti attraverso i quali è possibile creare valore reciproco. Questo approccio generale è stato definito per garantire relazioni aperte e trasparenti con le parti interessate, volte a promuovere relazioni positive e reciprocamente vantaggiose, consentendo a Saipem una presenza duratura e un'efficace attuazione delle proprie attività nei territori.

Nel corso del primo semestre del 2017 Saipem ha dialogato con alcuni importanti stakeholder finanziari, confrontandosi sulla strategia e l'approccio di sostenibilità e le performance raggiunte nel corso dell'anno precedente. Il confronto con tali stakeholder permette di mettere in evidenza le tematiche di interesse e le aspettative nei confronti della nostra Società al fine di meglio orientare le strategie, ma anche le modalità di comunicazione e informazione dei dati.

Facendo seguito all'adesione all'United Nation Global Compact avvenuta nel 2016 e alla definizione di un piano d'azione interno per garantire l'allineamento ai principi e il continuo miglioramento in termini di prestazioni, nel corso del primo semestre del 2017 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.

Comunicare con gli stakeholder

Il sistema di reporting di Sostenibilità di Saipem è composto da numerosi documenti complementari tra loro al fine di coprire le esigenze informative delle diverse categorie di stakeholder. Nel primo semestre del 2017 il documento "Saipem Sustainability 2016", che descrive i principali risultati ottenuti nell'anno, gli obiettivi per gli anni successivi, le strategie e l'approccio della Società ai temi materiali, e il "Consolidato di Sostenibilità 2016", che riporta i principali risultati della Società in termini di indicatori e analisi di trend, sono stati resi disponibili sul sito internet della Società. Inoltre è stato pubblicato il documento complementare "Saipem Sustainability-2016 in sintesi", un documento

che sintetizza in poche pagine il contenuto e le principali tematiche presenti nel report di sostenibilità ("Saipem Sustainability 2016").

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. Saipem vanta una lunga tradizione nel campo dell'innovazione, spesso guidata dall'operare in contesti sfidanti; per far fronte all'attuale scenario di mercato sono però ora necessari un cambio di passo nella propensione al cambiamento e una nuova strategia di innovazione, sia in termini di portata che di intensità.

In tale contesto Saipem ha strutturato le proprie attività di innovazione tecnologica secondo tre linee principali:

sviluppo tecnologico applicato a strumenti e tecnologie per l'esecuzione dei progetti commerciali o di sistemi integrati ad alto contenuto tecnologico;
innovazione trasformativa per cambiare i processi e perseguire nuove proposte di valore, con una maggiore apertura verso l'"eco-sistema" anche 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. Nel corso del periodo sono state identificate alcune tecnologie innovative, sia per le attività a mare che a terra, e sono stati definiti, o sono in fase di definizione, i relativi accordi con i proprietari di tecnologia.

Lo sviluppo tecnologico è alla base della competitività della Società e del successo di molti dei suoi progetti.

In Saipem l'innovazione tecnologica è fortemente orientata all'esecuzione di progetti e servizi; come conseguenza della prossimità al business della maggior parte della attività di innovazione di Saipem, due tipologie di innovazione tecnologica sono in atto:

ricerca e sviluppo: attività di più alto contenuto innovativo e con un target di medio periodo;
applicazioni tecnologiche: attività di sviluppo interno prossime alla loro applicazione finale e tecnologicamente più mature, sviluppate direttamente nei progetti e per i mezzi di proprietà e anche con il coinvolgimento dei clienti.

Al fine di descrivere compiutamente lo sforzo innovativo di Saipem è quindi essenziale considerare entrambe le tipologie di innovazione. In relazione alla nuova strategia di innovazione, nel primo semestre del 2017 gli investimenti complessivi nell'area saranno circa raddoppiati rispetto alla media degli ultimi anni.

I principali driver sono la riduzione dei costi e/o l'incremento della produttività, una migliorata sicurezza e/o operatività e la salvaguardia dell'ambiente.

Per la divisione Engineering & Construction Offshore l'attenzione si è focalizzata sullo sviluppo dei campi sottomarini che stanno diventando sempre più complessi e costosi.

Al fine di rendere economicamente conveniente lo sviluppo di tali campi ai propri clienti, Saipem sta lavorando su diverse soluzioni innovative in grado di cambiare la modalità con cui saranno sviluppati i campi esistenti o le nuove infrastrutture sottomarine, 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, lo sbottigliamento di campi già in produzione, lo sfruttamento di campi marginali e persino lo sviluppo di nuovi campi. Le nuove tecnologie permettono di spostare sul fondo sottomarino le operazioni condotte in superficie e consentono l'aumento della distanza dei pozzi produttivi sottomarini dalle principali infrastrutture, traguardando la cosiddetta "Subsea Factory", le soluzioni di "Long Tie-Back" e di campi "All Electric", ottenendo contestualmente la riduzione delle tubazioni ed equipaggiamenti di collegamento con la superficie.

In questo ambito Saipem ha firmato l'accordo di sviluppo congiunto, siglato con Siemens lo scorso marzo, avente l'obiettivo di qualificare e promuovere un open standard per i sistemi di controllo sottomarino per il Subsea Bus Architecture di Saipem basato su tecnologia Subsea DigiGrid di Siemens. In particolare, Siemens supporterà Saipem nella realizzazione dell'architettura Subsea Bus contestualmente allo sviluppo del suo Subsea DigiGrid per il sistema di controllo sottomarino.

Riguardo l'accordo siglato nel 2016 con Total e Veolia di comproprietà e commercializzazione esclusiva della tecnologia SPRINGS® (Subsea PRocess and INjection Gear for Seawater) di trattamento sottomarino dell'acqua, Saipem sta ora conducendo le attività per l'industrializzazione di questa tecnologia.

Il progetto di sviluppo, completato nel 2016 con alcune delle principali compagnie Oil & Gas, della tecnologia proprietaria "Spoolsep", per la separazione gravimetrica dell'acqua prodotta dal petrolio, è in fase di sviluppo in un centro di prova in Francia.

Nell'area strategica del SURF Saipem ha completato il programma di sviluppo della tecnologia "Heat Traced Pipe-in-Pipe", adatta alla posa a "J" di condotte rigide, che estende l'applicazione del sistema di riscaldamento attivo più efficiente a riser e flowline di diametro maggiore per linee di tie-back ancora più lunghe. Inoltre, Saipem sta sviluppando una nuova soluzione innovativa di basso costo, 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.

Le competenze di prim'ordine di Saipem nel campo dei materiali sono state ulteriormente sfruttate per incrementare la produttività e ridurre i costi associati alla qualità; la tecnologia "Internal Plasma Welding", per la saldatura di tubazioni in acciaio al carbonio o rivestite con materiali anticorrosione, e utilizzata con successo nel progetto Kashagan Pipeline Replacement nel Caspio, ha definitivamente dimostrato come questo sia possibile e assai vantaggioso. Per affrontare i fenomeni di corrosione, di fatica e di esposizione dei materiali alle alte pressioni e temperature sono in via di sviluppo nuove tecniche di saldatura e di "Field Joint Coating" ancora più veloci, insieme a nuovi 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. Questa tecnologia, proposta commercialmente sul mercato, è ora oggetto di ulteriori affinamenti per renderla idonea al servizio sulle linee di produzione di idrocarburi.

Saipem è molto attiva nello sviluppo di soluzioni che integrano i nuovi e dirompenti prodotti compositi termoplastici per tubazioni (jumpers, spools, flowlines e risers), in grado di soddisfare le combinazioni degli stringenti requisiti di cui sopra e di ridurre il costo totale delle attrezzature tubolari sottomarine.

L'eccellenza tecnologica sui materiali è la chiave del forte posizionamento di Saipem nel business dell'installazione delle lunghe condotte sottomarine: di recente sono state approntate soluzioni innovative per ottimizzare ulteriormente le tecniche di installazione e per ridurre i costi. Le tecnologie di scavo sottomarino, tecnologie di punta sviluppate e utilizzate con successo nelle operazioni d'installazione in Mar Caspio, stanno continuamente supportando i nostri progetti, in particolare quelli in acque poco profonde.

Le operazioni sottomarine da remoto e le tecnologie di intervento sono gli elementi chiave per il successo dei servizi di installazione e di "life of field". Tutte le tecnologie di intervento sottomarino sviluppate da Saipem, come l'Innovator ROV , il sistema di riparazione condotte sottomarine SiRCoS, i sistemi di scavo in acque ultra-profonde e ultra-basse e gli altri sistemi sottomarini ingegnerizzati, hanno beneficiato dell'esperienza acquisita nell'esecuzione dei lavori di intervento sottomarino più sfidanti. Il nuovo Heavy Work Class ROV Innovator 2.0® lanciato di recente è il risultato di tre anni di progettazione e test e rappresenta un riferimento di eccellenza in termini di robotica sottomarina, attingendo dall'esperienza di Saipem nella costruzione di strutture sottomarine. Due Innovator 2.0® sono attualmente operativi a bordo del nuovo mezzo navale "Normand Maximus", che è in grado di utilizzarli in condizioni di mare molto severe.

Saipem si proietta ancora di più nel futuro grazie a Hydrone: una piattaforma sottomarina costituita dall'Hydrone-S, un avanzato AUV (Autonomous Underwater Vehicle), da un veicolo ibrido (ROV/AUV) residente sul fondo di nome Hydrone-R e da un sistema ROV residente ricollocabile (Hydrone-W). Il programma di sviluppo e di industrializzazione prosegue con la verifica e il test delle tecnologie più avanzate di comunicazione sottomarina, di controllo automatico, di gestione della potenza e di manipolazione remota.

Nel settore delle energie rinnovabili offshore gli sforzi tecnologici si sono principalmente concentrati nell'eolico offshore, il settore maggiormente sinergico col core business di Saipem: diverse soluzioni sono in sviluppo nel settore, specialmente quelle riguardanti tecnologie eoliche flottanti.

Le divisioni Drilling Onshore e Drilling Offshore si sono principalmente concentrate sull'adozione di nuove tecniche di perforazione e di soluzioni a basso impatto ambientale: un mezzo navale di perforazione è stato dotato di apparecchiature con tecnologia MPD ("Managed Pressure Drilling") e sta operando per un cliente nel Mediterraneo.

È inoltre disponibile un pacchetto di nuove tecnologie basate su un approccio progettuale "green", che offre soluzioni a basso impatto ambientale e alto risparmio energetico da applicare a navi e piattaforme semisommergibili di perforazione.

La divisione Engineering & Construction Onshore si è focalizzata principalmente 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 anche 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, nella raffinazione, concentrandosi sulla conversione totale del fondo del barile, e nell'analisi approfondita del management dell'anidride carbonica.

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

Gli sforzi in atto per la ricerca di soluzioni innovative per ridurre il consumo energetico nei processi di interesse stanno proseguendo dopo lo sviluppo con successo, in collaborazione con il Politecnico di Milano, di un nuovo schema di ri-gassificazione del Gas Naturale Liquefatto (LNG) che riduce notevolmente il fabbisogno energetico.

Sono state avviate le attività per la definizione di un pacchetto di processo per la liquefazione e la ri-gasificazione del gas naturale su piccola scala. Il LNG su piccola scala può diventare uno strumento flessibile per supportare la mobilità sostenibile nel prossimo futuro.

Per quanto riguarda il Floating LNG, si è conclusa la qualifica del sistema criogenico di trasbordo di LNG in "tandem", attraverso l'uso di tubi flessibili galleggianti, insieme a Trelleborg, mentre Moss Maritime ha recentemente conseguito esperienze pionieristiche nel mercato della conversione delle navi per il trasporto di LNG a mezzi di liquefazione galleggiante (FLNG) e per la rigasificazione e stoccaggio di LNG (FSRU).

Relativamente al COP-21 Agreement, che si prefigge il contenimento dell'aumento della temperatura media "ben al di sotto dei 2 gradi centigradi" per la fine del secolo, Saipem sta creando un portafoglio di tecnologie sia per la purificazione del gas naturale in giacimenti a elevato tenore di anidride carbonica, che per la cattura di anidride carbonica dai fumi di combustione per la generazione elettrica e dei processi industriali. In particolare, Saipem è in grado di gestire l'intera catena del sequestro e stoccaggio dell'anidride carbonica (Carbon Capture Storage) grazie al solido background nelle tecnologie di processo (principalmente il know-how per Urea e per la gasificazione di residui pesanti), il trasporto di fluidi via pipeline su lunghe distanze, e la perforazione sia a terra che a mare, puntando a essere pronti per il futuro impiego delle tecnologie CCS laddove le misure legislative necessarie siano attuate a livello mondiale. Inoltre verranno perseguite tutte le opzioni di riutilizzazione dell'anidride carbonica come primo passo per un pieno sfruttamento industriale di queste tecnologie.

È in corso un esteso programma per il miglioramento e ottimizzazione di diversi aspetti delle modalità di ingegnerizzazione e costruzione delle condotte a terra. In questo campo va sottolineato il premio nel settore ambientale ricevuto da IPLOCA (International Pipe Line & Offshore Contractors Association) per l'attraversamento del gasdotto di Chinipas (Messico). La soluzione senza scavo adottata (Raise Boring) ha consentito di superare pareti rocciose con altezze da 150 a 200 metri, migliorando le condizioni di sicurezza durante la costruzione e minimizzando l'impatto ambientale della costruzione della condotta. Altre soluzioni sono in via di sviluppo, ad esempio quelle basate sull'impiego di geo-griglie.

Nel settore delle energie rinnovabili onshore, gli sforzi tecnologici sono indirizzati prevalentemente sul solare concentrato, le bio-raffinerie e il geo-termico, i campi più sinergici con le attività core di Saipem: a questo riguardo sono in via di sviluppo diverse nuove soluzioni.

Infine, ulteriori sforzi sono proseguiti nell'ambito di due significative aree di interesse trasversale per i business, come l'"Asset Integrity Management" e l'"Oil Spill Response". In particolare in quest'ultima area Saipem ha realizzato a Trieste la struttura tecnologicamente più avanzata per sigillare un pozzo sottomarino. Il macchinario 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 controllato in remoto, è in grado di operare in acque profonde e in condizioni estreme, come quelle di un disastro ambientale.

Nel quadro complessivo delle attività di sviluppo tecnologico, nel primo semestre del 2017 Saipem ha depositato 15 nuove domande di brevetto.

Nel campo dell'Innovazione Trasformativa Saipem ha lanciato una nuova iniziativa per consolidare ulteriormente il proprio posizionamento in un contesto di mercato caratterizzato da forte competizione. È stato concepito internamente un nuovo incubatore di idee e laboratorio di prototipazione, "La Fabbrica dell'Innovazione", mirato a incrementare la produttività di Saipem.

Più specificatamente, "La Fabbrica dell'Innovazione" è finalizzata alla sperimentazione di soluzioni che rispondano alle sfide del settore energetico, attraverso nuove tecnologie (il digitale in primis) e nuove modalità in cui Saipem opera, non solo per aumentarne l'efficienza, ma anche per la scoperta e perseguimento di nuove value proposition.

Alcuni dei prototipi concepiti sono già stati testati direttamente sul 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, nuovi approcci basati sulla realtà virtuale e aumentata per la manutenzione e la gestione dei mezzi di proprietà, l'applicazione di vision technology a specifiche attività sui mezzi della flotta offshore, oltre a una metodologia collaborativa digitale e datacentrica per la gestione dell'intero ciclo del progetto ("xDIM®"). 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, incluso il processo, l'ingegneria, la pianificazione delle attività, il controllo dei costi, l'approvvigionamento dei materiali, la costruzione, la consegna, le operations e la manutenzione. Lo scale-up delle soluzioni ideate e prototipate è in corso.

Inoltre, Saipem e NTT DATA hanno firmato un accordo di collaborazione per la prototipazione e implementazione di nuove soluzioni per i cantieri e mezzi navali di Saipem. Saipem e NTT DATA collaboreranno nell'applicazione di tecnologie quali dispositivi indossabili intelligenti, Internet of Things, sicurezza informatica e realtà virtuale e aumentata, con il fine comune di migliorare l'efficienza e sviluppare nuove opportunità di business.

Da ultimo, merita di essere segnalato l'evento di successo relativo all'Innovation and Technology Day, tenutosi a marzo, dove la Società ha aperto le porte di uno dei suoi hub tecnologici a Marghera (Venezia) ai rappresentanti dei media e della comunità finanziaria per presentare i suoi progetti più avanzati e le tecnologie per il settore dei servizi Oil & Gas, e per mettere ulteriormente in evidenza la creazione di valore aziendale attraverso l'innovazione.

salute, sicurezza e ambiente

Sicurezza

Relativamente alle prestazioni in materia di tutela della sicurezza sul lavoro, nel primo semestre del 2017 si è registrato un valore di TRIFR (numero di incidenti registrabili ogni milioni di ore lavorate) che si attesta a 0,50, 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 che trova applicazione in numerose iniziative lanciate nel primo semestre del 2017 e negli anni precedenti e consolidate in maniera crescente nelle differenti realtà operative di Saipem.

Tra questi si citano:

la continua e rinnovata implementazione del 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 rilancio del programma attraverso workshop specifici, training in aula, attività di cascading, la diffusione dei Leading Behaviours e l'erogazione dei workshop Choose Life. In alcuni progetti, in maniera condivisa con i clienti finali, il programma è esteso anche ad alcune aziende contrattiste;
la 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. Sono in fase di finalizzazione ulteriori strumenti che, una volta pronti, verranno integrati nel materiale LSR; in particolare si citano uno strumento informatico basato su animazioni in 3-D con test finale e uno strumento atto a supportare il management durante le visite sui siti operativi. All'interno di questa ampia campagna si inserisce anche uno specifico programma strutturato per evitare eventi legati ai "Dropped Object". Il programma prevede strumenti dedicati come formazione specifica, iniziative di comunicazione video e con poster e una puntuale identificazione delle responsabilità per le figure coinvolte nei processi operativi;
il perseguimento da parte della Fondazione LHS dell'obiettivo ambizioso di innovare il modo di comunicare salute e sicurezza, coinvolgendo il maggior numero di persone possibile in tutta Italia. Per celebrare il 28 aprile, Giornata Mondiale della Salute e della

Sicurezza sul Lavoro, ha promosso per la seconda volta un roadshow in simultanea sulla sicurezza. Dopo le 50 città toccate nel 2016 sono state ben 135 quest'anno le città nelle quali sono stati organizzati ben 300 eventi tra i quali laboratori didattici per bambini, spettacoli teatrali, workshop, mass training per promuovere il benessere sui luoghi di lavoro e non solo. Una copertura territoriale così ampia è stata possibile grazie alla sinergia di sempre più numerosi ambasciatori della sicurezza che, raccogliendo la sfida lanciata da Fondazione LHS, hanno aderito al movimento "Italia Loves Sicurezza", organizzando un evento nella propria città, con l'obiettivo di parlare di sicurezza in modo nuovo. Al progetto hanno preso parte professionisti e aziende pubbliche e private, università e associazioni. Un'attenzione particolare è stata dedicata alle scuole, con proposte mirate per bambini, ragazzi e genitori. Nell'ambito di "Italia Loves Sicurezza" Saipem ha offerto per la seconda volta alle scuole dei comuni di Milano e di San Donato Milanese il progetto "Growing New Leaders in Safety", un programma educativo su salute e sicurezza, con attività diversificate per le varie fasce di età degli studenti. Il 17 maggio presso la sala principale del Teatro Elfo Puccini a Milano è andato in scena "Il Virus che ti salva la vita", che ha visto la partecipazione di oltre 350 spettatori: è stato questo l'evento con il quale Saipem e Fondazione LHS hanno voluto celebrare la giornata mondiale della salute e sicurezza contribuendo di fatto al roadshow di "Italia Loves Sicurezza";

il rafforzamento, anche in questo primo semestre, della collaborazione tra Saipem, Fondazione LHS e LILT (Lega Italiana per la Lotta contro i Tumori) come partner solidale, attraverso la partecipazione di 57 squadre e oltre 200 corridori alla Milano City Marathon del 2 aprile;
l'ulteriore diffusione dei vari software sviluppati in ambito HSE e in particolare di un software per la gestione degli audit HSE, che a oggi è adottato anche da altre società del Gruppo al fine di avere una sempre maggiore integrazione e capitalizzazione delle esperienze;
il raggiungimento dell'ambizioso programma che prevedeva l'estensione della certificazione ISO 14001 e OHSAS 18001 di Saipem SpA a tutte le sue filiali. Per l'anno in corso è stato avviato uno sfidante piano di Audit HSE da parte di un noto ente di certificazione internazionale per traguardare il rinnovo dei certificati ISO 14001 (nuova versione 2015) e OHSAS 18001, e l'estensione degli stessi all'intero Gruppo Saipem.

Altre iniziative degne di nota sono:

l'applicazione dell'"Asset Integrity Management System", un sistema per la prevenzione di incidenti rilevanti che prevede la gestione sistematica degli elementi critici e l'individuazione di Key Performance Indicator specifici di sito e di gruppo per un monitoraggio puntuale;
la creazione delle "tasks familiarisation cards" per la gestione dello sviluppo del personale assegnato a ruoli specifici o all'uso di equipment critici. Per il momento questa iniziativa è lanciata nei siti operativi sia di fabbricazione che sulle navi della divisione Engineering & Construction Offshore.

Ambiente

Saipem persegue il miglioramento continuo delle performance ambientali, adottando strategie per la riduzione e il controllo degli impatti ambientali e per la conservazione/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 2017 Saipem conferma il proprio obiettivo di rinforzare il suo impegno su aspetti specifici, tra i quali si citano:

l'efficienza energetica: ridurre il consumo di energia e massimizzare l'efficienza per limitare le emissioni di Gas Serra (GHGs) e contribuire a combattere il cambiamento climatico. Nel 2017 Saipem ha continuato a monitorare l'efficacia delle misure attuate per diminuire ulteriormente il consumo energetico dei siti coinvolti. Un contributo importante deriva anche dall'iniziativa di ottimizzazione delle rotte delle navi e mezzi drilling offshore attraverso l'utilizzo di specifici software;
la minimizzazione degli impatti ambientali con il progetto "accomodation camp" il cui studio è iniziato nel 2016. È stata prodotta

una Linea Guida che servirà come riferimento per una progettazione a ridotto impatto ambientale contenente anche analisi sui benefici economici. Durante il 2017 verranno organizzati dei workshop per illustrare i vantaggi ambientali ed economici derivanti dall'applicazione di tale Linea Guida;

la sensibilizzazione ambientale: relativamente alle iniziative di Comunicazione Ambientale si evidenzia che, nel mese di giugno, in occasione della celebrazione annuale del "World Environment Day" (WED) sono state sviluppate una serie di eventi per motivare e sensibilizzare il personale sul tema della protezione e della corretta gestione delle tematiche ambientali. In particolare, il Programma Ambientale delle Nazioni Unite (UNEP), soggetto promotore del WED, ha lanciato quest'anno il tema "Connect People to Nature", a cui Saipem ha aderito;
in ragione delle evoluzioni del quadro normativo di riferimento (in particolare, legge n. 68 del 22 maggio 2015 "Disposizioni in materia di delitti contro l'ambiente"), Saipem ha predisposto l'aggiornamento del Modello 231, che prevede la rivalutazione dell'identificazione delle attività sensibili e degli standard di controllo specifici;
relativamente ai mezzi offshore (navi e impianti di perforazione) si sta lavorando alla mappatura degli elementi critici che possono generare sversamenti di idrocarburi o altre sostanze pericolose, basata su un Risk Assessment con focus sulla potenzialità di sversamento. Tale attività è in fase di completamento.

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 e dal riesame HSE da parte della direzione aziendale.

Risorse umane

Organizzazione e Qualità

Nel corso del primo semestre del 2017 è stato ultimato il processo di ridefinizione dell'assetto industriale e organizzativo di Saipem SpA avviato nel corso del 2016 nell'ambito del programma "Fit For the Future 2.0", per far fronte alle evoluzioni strutturali di mercato e favorire, attraverso un modello divisionale, il riposizionamento strategico di Saipem nel settore di riferimento.

La configurazione organizzativa assunta da Saipem a decorrere dal 1° maggio prevede:

una struttura funzionale Corporate con ruolo di indirizzo e controllo a livello di gruppo sui processi di competenza, nonché responsabile della gestione delle tematiche e aspetti critici o rilevanti per il governo societario;
5 divisioni (Engineering & Construction Onshore, Engineering & Construction Offshore, Onshore Drilling, Offshore Drilling, High Value Services) con piena responsabilità di risultato sul business assegnato a livello worldwide e dotate di tutte le leve decisionali, gestionali e operative funzionali al perseguimento degli obiettivi assegnati.

Inoltre, a fronte dell'attribuzione alle singole divisioni delle attività di staff e di supporto al business precedentemente centralizzate, sono state costituite strutture finalizzate al perseguimento di efficienze e/o a un ottimale check and balance tra governance e operatività di attività critiche; in particolare:

il Polo Servizi, nell'ambito della Funzione "Risorse Umane, Organizzazione e Servizi", per la gestione ottimizzata di servizi trasversali non direttamente funzionali allo sviluppo dei progetti/business;
il Comitato di Supply Chain, organo tecnico del Process Owner per la definizione di indirizzi e il controllo e/o la valutazione e risoluzione di tematiche trasversali, rilevanti o critiche relative al processo di procurement e post order.

È stato ridefinito il complessivo sistema dei poteri e deleghe di Saipem attraverso:

l'aggiornamento della Matrice delle Autorizzazioni di Saipem SpA che, partendo dai poteri riservati al CdA e quelli attribuiti al CEO, definisce puntualmente i poteri in capo al Division Manager e regolamenta il ruolo di indirizzo e controllo garantito dalle Funzioni Corporate. Tale documento ha costituito riferimento per la predisposizione delle Matrici delle Autorizzazioni di Divisione;
il conferimento dei poteri alle posizioni di struttura Corporate e di divisione, coerentemente con il nuovo ruolo assunto.

Nell'ambito delle divisioni è stato avviato il deployment worldwide del modello divisionale, con particolare riferimento all'adeguamento del sistema organizzativo (strutture, poteri, sistema normativo) delle società controllate e delle filiali.

A fronte dell'entrata in vigore del nuovo modello è stata avviata la seconda fase del programma "Fit For the Future 2.0" per la ridefinizione dei processi aziendali che, in ciascuna divisione, saranno rivolti a cogliere le peculiarità e specifiche esigenze dei singoli business, garantendo nel contempo il perseguimento di obiettivi di semplificazione, efficacia ed efficienza, il rispetto degli indirizzi Corporate e la rispondenza agli standard di compliance e governance societari.

Nell'ambito del programma è inoltre in corso di sviluppo l'allineamento dell'intero Sistema Normativo al nuovo assetto organizzativo e ai nuovi processi operativi che, ad oggi, ha portato all'emissione delle Management System Guideline per i processi maggiormente interessati dalla riorganizzazione, nonché alla costituzione di un Gruppo di Lavoro, coordinato da Qualità Corporate e finalizzato a garantire uno sviluppo organico del Sistema, anche attraverso l'adozione di strumenti e metodologie comuni.

È proseguito il coinvolgimento dei Managing Directors, dei responsabili HR e Qualità delle società controllate e filiali del Gruppo, per una gestione uniforme e coordinata del recepimento e implementazione locale di tutti i documenti normativi Corporate emessi, anche attraverso la standardizzazione del Document Management System per una maggiore fruibilità e diffusione del corpo documentale nelle diverse realtà.

In ambito Qualità, nell'ottica del continuo miglioramento dei processi, sono stati identificati due principali stream di ottimizzazione:

il primo, relativo alle attività di Sistema, di miglioramento e di certificazione, ha portato alla definizione di un nuovo schema di certificazione ISO 9001 Multisito;
il secondo, relativo alle attività di Quality Control eseguite in fase di costruzione, fabbricazione, installazione, ha portato alla riorganizzazione complessiva delle attività di Assicurazione e Controllo Qualità nei progetti.

Durante il periodo sono state inoltre sviluppate le seguenti attività:

è stato completato l'adeguamento del Sistema Qualità di Saipem SpA alla nuova norma ISO 9001 edizione 2015;
è stata confermata la certificazione ISO 3834 relativa al Processo di Fabbricazione mediante Saldatura per le Pipelines Onshore ed è stata ottenuta la certificazione per la Fabrication Yard di Arbatax;
sono stati migliorati e implementati su tutti i progetti i processi di Lessons Learned e Customer Satisfaction;
sono stati implementati i sistemi di monitoraggio e reporting delle attività di qualità di branches/subsidiaries (a livello di company e di progetto), di sensibilizzazione dei Managing Directors/Branch Managers sulle regole di governance e sulle nuove iniziative in atto;
è stato monitorato il processo di misurazione dei Key Process Indicators in accordo a quanto definito dai Process Owners;
è stata aggiornata la pianificazione e sono stati attuati, sia a livello Corporate che di progetto, dei "Quality System Internal Audit";
è stato rilevato il "Costo della non Qualità" su progetti esecutivi selezionati;
sono state analizzate le strutture dei Centri di costo Qualità a livello worldwide, al fine di omogeneizzazione e controllo dei costi.

Gestione Risorse Umane e Relazioni Industriali

Nel corso del primo semestre, e alla luce di un contesto di mercato ancora negativo, sono proseguite le azioni di monitoraggio e controllo su diverse tematiche di gestione, utili all'ottenimento di sensibili risparmi su diversi processi HR quali ferie, riposi, straordinari, trasferte, etc.

Come in precedenza anche queste azioni sono state implementate con il coinvolgimento delle rappresentanze sindacali proseguendo quel necessario percorso di rivisitazione della struttura dei costi del personale che meglio si adatta al nuovo scenario internazionale di mercato.

Nell'ambito delle iniziative di razionalizzazione e ottimizzazione, nel corso del mese di giugno è stato siglato con le organizzazioni sindacali maggiormente rappresentative un accordo sindacale grazie al quale è stato ampliato in Italia il piano, attivato nel 2016, volto ad assicurare un cambiamento del mix quali-quantitativo delle risorse attraverso la procedura di prepensionamento ex art. 4 della Legge Fornero.

Il nuovo accordo ha incrementato il numero complessivo di uscite previste da 400 a 600 posticipando altresì la possibilità di accedere al trattamento di iso-pensione a tutto il 2019.

Del totale delle uscite previste con il piano di cui sopra 154 si sono già realizzate tra il finire del 2016 e il primo semestre del 2017.

Nell'ottica di rafforzare l'Engagement dei dipendenti e per accrescere il senso di appartenenza al Gruppo è stato intrapreso un percorso che ha portato Saipem all'introduzione di un nuovo sistema di welfare aziendale, maggiormente flessibile e rispondente alle esigenze in funzione delle diverse fasce di età.

Il nuovo sistema di welfare non solo tiene conto delle diverse esigenze che possono derivare dalle singole situazioni anagrafiche e familiari, ma consente altresì di usufruire delle novità, introdotte nella legislazione in materia, sia dal punto di vista fiscale che contributivo, volte a produrre sia un saving per l'azienda che una maggiore quota netta spendibile per le risorse.

Tale sistema è stato implementato sia attraverso l'introduzione di un nuovo portale welfare sia attraverso specifici accordi sindacali con cui Saipem ha incentivato i propri dipendenti alla fruizione dei servizi di welfare aziendale, mediante la possibilità di convertire una quota del Premio di Partecipazione a tale scopo.

Saipem, ormai da diversi anni, ha consolidato un modello di Relazioni Industriali volto ad assicurare l'armonizzazione e la gestione ottimale, in accordo con le politiche aziendali, delle relazioni con le organizzazioni sindacali dei lavoratori, con le associazioni datoriali di settore, le istituzioni e gli enti pubblici, anche a livello transnazionale. In quest'ottica e sempre con riferimento all'impegno a rafforzare il dialogo con il partenariato sociale, è stata completata la procedura per l'elezione dei rappresentanti alla Delegazione Speciale di Negoziazione incaricata di dar forma nel corso del 2017 a un nuovo Comitato Aziendale Europeo (CAE) in rappresentanza dei lavoratori impiegati presso le entità Saipem permanenti operanti nello Spazio Economico Europeo e in Norvegia.

Sul fronte delle Relazioni Industriali Estero, il primo semestre del 2017 è stato caratterizzato dalla sottoscrizione di un nuovo accordo collettivo nella JV di Kwanda in Angola, avviando una nuova stagione di negoziazione collettiva che era stata temporaneamente sospesa a decorrere dal 2010. Tra gli elementi essenziali del nuovo accordo figura la ridefinizione dell'assistenza sanitaria riconosciuta ai dipendenti e ai rispettivi nuclei familiari attraverso un nuovo sistema assicurativo.

Nel gennaio 2017 è stato inoltre formalizzato il rinnovo dell'accordo collettivo con il sindacato SUTERM per le maestranze impiegate nel progetto El Encino-La Laguna in Messico, comprendente adeguamenti salariali e contributivi in linea con quanto riconosciuto a livello nazionale.

In Indonesia sono state condotte negoziazioni con il sindacato FSPMI per la ridefinizione del minimo salariale per il personale impiegato presso la Yard di Karimun, un risultato che ha tenuto conto sia dell'andamento generale dell'inflazione che del livello di remunerazione di settore.

Inoltre, nel febbraio 2017, si segnala il rinnovo dell'accordo annuale tra Saipem Ltd e la Danish Metal Workers' Union - Maritime Section (CO-SEA) che definisce la remunerazione base e straordinaria applicabile al personale marittimo impiegato su mezzi operanti in acque danesi.

In Francia, nell'ambito delle iniziative di ottimizzazione previste dal programma "Fit For the Future 2.0", è stata avviata nel mese di maggio la procedura per un Plan de Sauvegarde de l'Emploi (PSE), che coinvolgerà un numero massimo di 251 risorse di Saipem SA.

Infine, si segnala l'avvio dei negoziati per il rinnovo degli accordi collettivi annuali con le organizzazioni sindacali SUTEPETREX e SUTRAPETREX a tutela del personale impiegato nella perforazione presso la Petrex SA in Perù.

Relativamente alle Relazioni Industriali in Italia, è da segnalare il raggiungimento dell'intesa per il rinnovo del CCNL Energia e Petrolio 2016- 2018.

Per quanto riguarda i rapporti con le organizzazioni sindacali, il livello di confronto si è mantenuto costante e costruttivo. Nell'ambito del programma "Fit For the Future 2.0", l'azienda ha tenuto costantemente informato il sindacato rispetto agli obiettivi dello stesso e al processo di riorganizzazione messo in atto. A livello di accordi sottoscritti sono da segnalare la firma per l'erogazione del Premio di Partecipazione 2017 e gli accordi sull'orario di lavoro con le RSU delle varie sedi, attraverso i quali è stata definita una nuova articolazione della prestazione che, oltre a favorire una migliore gestione dei tempi vita-lavoro, consente la generazione di cost saving.

Nel semestre, relativamente al personale operativo sui siti italiani e operante sui nostri diversi business:

per l'unità Drilling Italia è stato prorogato il ricorso alla cassa integrazione ordinaria per circa 40 dipendenti, a fronte del rinvio, comunicato dalla committenza, delle attività di perforazione in Basilicata;
presso l'unità produttiva di Arbatax si sono svolti una serie di incontri tra azienda e rappresentanze sindacali regionali e territoriali, nel corso dei quali sono state evidenziate le prospettive in termini di carichi di lavoro della yard di fabrication;
nel settore marittimo è stato firmato con le Organizzazioni Sindacali il rinnovo dell'accordo integrativo aziendale di settore.

Competenze e Conoscenze

Al fine di rafforzare le competenze e capacità delle risorse manageriali in conformità al Modello di Leadership e supportare con maggiore efficacia le azioni di change management avviate a seguito dell'adozione del nuovo modello organizzativo, è stato progettato, in collaborazione con il MIP - Politecnico di Milano, un percorso di formazione blended destinato alle risorse manageriali in sviluppo, con particolare riferimento verso quelle destinate a ricoprire posizioni di governo presso le principali realtà estere.

In continuità con le azioni intraprese nel corso del 2016, anche nel primo semestre del 2017 si conferma la forte attenzione della Direzione Risorse Umane rispetto alle attività e iniziative rivolte allo sviluppo e consolidamento delle competenze specialistiche distintive e del know-how tecnico di Saipem. Il recente riassetto organizzativo, che ha portato alla creazione di strutture divisionali con specifiche focalizzazioni sui diversi settori di business, ha ulteriormente rafforzato l'attenzione alla tutela del patrimonio tecnico aziendale, quale driver fondamentale a supporto delle performance ed elemento competitivo distintivo rispetto a ciascun specifico segmento di attività.

Attraverso la prosecuzione del progetto K.Map è stato esteso l'ambito di analisi a una popolazione complessiva pari a 14.700 risorse, assicurando un monitoraggio su scala globale rispetto a 286 ruoli appartenenti alle diverse aree di business, ritenuti particolarmente critici in termini di attraction e retention.

Tali risultati hanno rappresentato inoltre un importante presupposto per l'avvio di ulteriori progetti di ridisegno e integrazione dei processi in ambito HR che saranno sempre più orientati al tema delle competenze e capacità personali. Particolare attenzione verrà infatti rivolta alla 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.

Nel primo semestre del 2017 sono proseguite le attività di formazione focalizzate sullo sviluppo e consolidamento delle competenze distintive di ciascuna famiglia professionale con particolare riferimento alle tematiche ritenute critiche per la gestione di progetti: ingegneria, project management, finance and economics.

Relativamente alle tematiche di project management nel settore energia e impiantistica prosegue l'impegno di Saipem con il mondo universitario attraverso la cattedra denominata "Saipem International Chair".

Rispetto ai temi di Compliance and Governance è proseguita nel corso del 2017 l'attività di formazione, attraverso modalità e-learning e di aula, rivolta a tutti i dipendenti al fine di assicurare una maggiore conoscenza e consapevolezza di tali tematiche.

Per quanto riguarda l'investimento sulle giovani generazioni, Saipem ha consolidato il proprio impegno nel corso del primo semestre 2017.

Da anni l'azienda promuove progetti finalizzati a migliorare l'integrazione tra il mondo del lavoro e il sistema scolastico, in un'ottica di responsabilità sociale e sostenibilità. Il Programma Sinergia, ideato da Saipem, prevede la collaborazione con due istituti tecnici italiani, l'Istituto Istruzione Secondaria Superiore "Enrico Fermi" di Lecce e l'Istituto Istruzione Secondaria Superiore "Alessandro Volta" di Lodi, per lo sviluppo di percorsi formativi curriculari ed extracurriculari e di campus estivi di approfondimento.

Il progetto è stato ampliato e, tramite il Consorzio Elis per la formazione professionale superiore, è stata creata una partnership con GSE, Gestore Servizi Energetici, ed è stato coinvolto, oltre ai succitati istituti, il Liceo Scientifico dell'Istituto Onnicomprensivo di Amatrice colpita dal terremoto nell'agosto 2016. L'iniziativa, chiamata Laboratorio Territoriale, è stata dedicata al tema dell'efficientamento energetico e ha previsto una formazione intensiva di una settimana, con l'obiettivo di valorizzare sia le capacità individuali che le potenzialità di espressione all'interno di un team di lavoro.

Remunerazione

Ai fini della coerenza con l'attuale Piano Strategico Saipem, le Linee Guida di Politica sulla remunerazione 2017 hanno previsto target di performance sfidanti che permettessero di indirizzare, monitorare e valutare le attività legate al contenimento dei costi e al monitoraggio, sviluppo e valorizzazione delle competenze critiche per il business, o determinanti per il raggiungimento degli obiettivi del piano strategico aziendale.

Sono stati definiti, per tutta la popolazione manageriale, i nuovi target per l'anno 2017, coerentemente con gli sfidanti obiettivi dichiarati al mercato in occasione della presentazione del piano strategico relativi al programma "Fit For the Future 2.0", che ha il fine di definire il nuovo modello industriale e organizzativo di Saipem in ottica di maggiore agilità organizzativa e competitività.

In considerazione del contesto di forte cambiamento legato alla riorganizzazione della Società in divisioni, 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 dei costi trattenendo 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.

Le linee guida di politica retributiva sono generalmente orientate 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, confermando la struttura del pacchetto retributivo previsto nel 2016, in cui è stato introdotto il Piano di Incentivazione di Lungo Termine su base azionaria.

La Politica sulla remunerazione 2017, 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 2017" 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 16 marzo 2017, con voto favorevole successivamente espresso dall'Assemblea degli Azionisti in data 28 aprile 2017 (per maggiori dettagli si rimanda alla Relazione sulla Remunerazione pubblicata nel sito Saipem).

Salute e Medicina del lavoro

In materia di salute e medicina del lavoro, in continuità con le azioni di massimizzazione dell'efficienza avviate nel corso del 2016, nel corso del primo semestre del 2017 sono proseguite le iniziative finalizzate all'ottimizzazione delle prestazioni e dei costi a esse relative. Più specificamente:

sono state condotte ulteriori azioni di rinegoziazione dei contratti in essere per quanto riguarda le attività di Medicina del Lavoro e Sorveglianza Sanitaria, con particolare focus sui costi connessi ad attività non core quali costi di amministrazione e gestione dell'archivio sanitario, che hanno quindi consentito un'ottimizzazione dei servizi;
è stata sviluppata una revisione delle attività a supporto del processo di gestione dei "Fitness Medical Examinations", nel rispetto delle Guideline di settore (OGUK e OGP IPIECA) in materia di salute che ha consentito di ottenere un saving superiore al 20%.

Con riferimento alle attività implementate dal dipartimento nel corso del primo semestre del 2017 si evidenzia che il totale delle visite mediche Saipem SpA, per Italia ed estero (missioni e contratto), è stato pari a 1.155; 125 sono stati gli ulteriori accertamenti richiesti e gestiti dal Servizio Medico.

In tema di informazione sanitaria, con l'anno 2017 il Programma "Pre-Travel Counselling", rivolto ora a tutto personale Saipem destinato a operare all'estero, è in modalità e-learning, grazie alla piattaforma TMS3 condivisa con il dipartimento Secur, coerentemente con l'evoluzione e l'aggiornamento delle allerte sanitarie internazionali. Grazie a questa nuova modalità di divulgazione sanitaria il programma raggiunge ora tutto il personale Saipem worldwide preliminarmente alla partenza, e sono state informati, al 31 maggio 2017, circa 4.000 lavoratori sui rischi derivanti dalla destinazione, come prescritto dalla legislazione vigente e dalle linee guida internazionali.

Come parte integrante del processo di formazione di Travel Medicine prosegue la gestione e l'aggiornamento da parte di SMEL della app Saipem "Sì Viaggiare" seguendo le allerte sanitarie worldwide. La app, dal suo debutto nel 2014, è stata scaricata e installata su più di 24.000 device.

La sensibilizzazione sulle profilassi vaccinali, in particolare sulle profilassi obbligatorie e fortemente raccomandate, procede per quanto riguarda il personale Saipem SpA con destinazione Italia ed estero: 149 sono le vaccinazioni somministrate a 102 lavoratori nei primi cinque mesi dell'anno.

Nell'ottica di una strategia volta all'innovazione, anche il Dipartimento Salute si è impegnato a perseguire tale iniziativa e nel mese di maggio è stato rilasciato il programma "My Health Records", ideato e prodotto internamente all'unità, che consente a tutto il personale Saipem worldwide di visualizzare, consultare e condividere le informazioni e dati sanitari che costituiscono la storia clinica e di salute di ogni lavoratore Saipem.

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 dati in un unico spazio;
un abbattimento dei costi attraverso la dematerializzazione del dato.

Saipem SpA ha aderito per il quarto anno consecutivo al programma WHP, Promozione della Salute negli ambienti di lavoro (Workplace Health Promotion), validato dalla Regione Lombardia, per le sedi territorialmente competenti della ATS Città di Milano (San Donato Milanese).

Dal mese di maggio 2015 è in corso l'attività di Sorveglianza Sanitaria finalizzata alla prevenzione e monitoraggio dell'Obesità in ambito offshore; 66 sono i lavoratori affetti da tale problematica periodicamente monitorati. Grazie a un'attenta opera di responsabilizzazione e sensibilizzazione degli attori coinvolti i risultati raggiunti sono molto incoraggianti e stimolanti per il prosieguo di tale importante iniziativa: il 30,30% è sceso sotto il 30 BMI (Boss Mass Index).

Relativamente alle altre attività condotte in ambito internazionale, si sottolinea che continua il programma di tele-cardiologia con un nuovo Provider (Cardio on Line Europe) sviluppato su 57 siti operativi con l'impegno di 50 dispositivi ECG per la registrazione dei dati. Continuano su tutti i siti operativi i seguenti programmi di prevenzione: il Programma di Prevenzione delle Malattie Cardiovascolari (Cardiovascular Disease Prevention Program - CVDPP), la Campagna Anti-Fumo - Dont Take My Breath Away e il Malaria Control Program - MCP. Ad aprile 2017, in collaborazione con la Sostenibilità, è stato lanciato in Angola (Ambriz) un programma di lotta alla Malaria con training specifico per i tecnici di laboratorio e per gli infermieri.

	Primo semestre totale consolidato
	(unità)	Forza media 2016	Forza media 2017
Engineering & Construction Offshore		19.404	17.007
Engineering & Construction Onshore		11.675	10.918
Drilling Offshore		2.202	1.566
Drilling Onshore		5.806	4.733
Funzioni di staff		1.487	1.121
Totale		40.574	35.345
Italiani		6.529	6.021
Altre nazionalità		34.045	29.324
Totale		40.574	35.345
Italiani a tempo indeterminato		6.107	5.752
Italiani a tempo determinato		422	269
Totale		6.529	6.021

	(unità)	30.06.2016	30.06.2017
Numero di ingegneri		6.597	5.832
Numero di dipendenti		39.530	34.472

Sistema informativo

Nel corso del primo semestre del 2017 la funzione ICT ha avviato, in sintonia con i principi guida del cambiamento organizzativo aziendale in chiave divisionale, una nuova organizzazione nella quale si sono create: una nuova direzione Corporate denominata Digital, focalizzata sulla trasformazione digitale; una funzione Corporate centralizzata di Polo Servizi, per coprire le attività esecutive ICT; infine, per ogni divisione, una nuova funzione di presidio ICT nell'ambito delle nuove strutture di business. Questo riassetto intende porre una nuova enfasi sulle iniziative di trasformazione digitale, una maggior focalizzazione delle soluzioni di business per divisione, pur mantenendo un adeguato presidio delle attività di mantenimento ed evoluzione del sistema informativo aziendale.

In termini strategici si conferma comunque la volontà di perseguire obiettivi di contenimento dei costi operativi, in continuità con quanto svolto negli anni precedenti. A questo proposito è stato avviato un nuovo progetto di trasformazione, denominato Adaptive Sourcing, che intende cambiare profondamente la struttura di sourcing ICT e giungere rapidamente, attraverso una gara d'appalto con un limitato set di vendor di livello primario, alla selezione di partner tecnologici e di servizio con i quali avviare un'ampia revisione delle forme di approvvigionamento di servizi ICT e di perseguimento degli obiettivi di trasformazione aziendali.

È stato inoltre confermato il sostegno alle iniziative di innovazione che l'azienda ha attivato nel corso del 2016, secondo la nuova dipendenza organizzativa Digital definita nei confronti del Direttore Innovazione, Sistemi e Corporate Marketing. 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, nonché altre che sono state pianificate per il secondo semestre. È stata inoltre rafforzata 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 lo scorso anno per effettuare il pieno distacco dai sistemi informativi di Eni. Il piano, articolato in circa venti iniziative di natura applicativa e infrastrutturale, è giunto alle fasi finali e restano da completare revisioni della fonia per i mezzi navali e una soluzione applicativa per l'Ufficio Legale.

In ambito Procurement l'adozione della piattaforma Cloud SAP/Ariba è giunta alla fase avanzata di diffusione. Partita a ottobre 2016, è stata completata l'attività di introduzione del Procure-to-Pay a catalogo per l'acquisto di parti di ricambio e consumabili di area business e nel 2017 il transato sulla piattaforma ha raggiunto livelli soddisfacenti. Sono in corso di finalizzazione le aree di gestione delle gare elettroniche per i servizi complessi.

In ambito HR è in corso il progetto di adozione della soluzione Oracle Fusion HCM come naturale evoluzione in Cloud del sistema informativo attuale. Di tale soluzione, Saipem aveva già adottato il modulo di recruitment basato su Oracle Taleo; il progetto intende ora completare la migrazione di tutte le funzionalità di Talent Management sulla nuova piattaforma Oracle, mentre le funzionalità di workforce administration restano sul precedente sistema basato su Oracle 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.

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 nuova direzione Innovazione, Sistemi e Corporate Marketing. Gli sviluppi di 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, 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 trasferimento dei dati e dei documenti di progetto. A questo scopo, sono state messe a punto nuove procedure di automazione della modellazione basate su Intergraph Smart3D e sono state rilasciate nuove soluzioni di controllo incrociato dei dati ingegneristici basate su Aveva Engineering e Intergraph Fusion, allo scopo di elevare la qualità dei dati prodotti grazie ad accurate tecniche di data quality. Sono ormai numerose le commesse nelle quali questa esperienza è stata riutilizzata, trasformando tale soluzione, denominata Digital Project Data Hub, in un vantaggio competitivo per Saipem. 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. Incrociando in modo innovativo informazioni provenienti dalla gestione documentale con quelle relative ai commenti espressi dai clienti su tale documentazione, sono state sostanziate nuove metodologie per individuare possibili casi di disruption causati dal cliente nel corso della revisione documentale degli elaborati ingegneristici, casi che le modalità di analisi tradizionale non avrebbero evidenziato.

In area infrastrutturale, dopo un periodo di netta limitazione degli investimenti, 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 HR è stata inoltre effettuata una profonda revisione del parco di stampanti multifunzione, assegnando a HP il compito di ridurre drasticamente il numero di stampanti abilitando allo stesso tempo la soluzione di stampa con badge, che ne flessibilizza l'impiego e assicura riservatezza di rilascio delle stampe.

La parte infrastrutturale IT ha anche svolto un compito rilevante nello strumentare e avviare l'ambito della Fabbrica dell'Innovazione, l'iniziativa Saipem dedicata a favorire l'individuazione di cantieri tecnologici di cambiamento coinvolgendo una squadra cross-funzionale di giovani, selezionati dall'interno dell'organizzazione in base alla loro propensione all'innovazione e alla collaborazione. 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, quali Skype for Business e Office 365 di Microsoft.

Le attività di governance e i processi di compliance e di sicurezza sono stati svolti positivamente secondo calendario. Grazie a un uso sempre più estensivo del sistema CA RCM per il Role Compliance Management, dedicato alla standardizzazione dei profili applicativi dei principali software aziendali, 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, in modo da completare l'automazione del processo di associazione profilo-utente 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.

È stato infine completato il processo di ICT risk assessment con lo svolgimento di un rilevante numero di BIA (Business Impact Analysis) per la corretta valutazione dei rischi associati ai trattamenti informatici e delle misure di mitigazione adottate.

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, con l'obiettivo di conseguire una visione organica e complessiva dei principali rischi aziendali 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 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.

Saipem è esposta a fattori di rischio relativi alle attività di business del Gruppo, nonché relativi al settore di attività in cui essa opera. Il verificarsi di tali eventi potrebbe avere effetti negativi sull'attività e sulla situazione economica, patrimoniale e/o 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 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 credito derivante dalla possibilità di default di una controparte;
(iii) il rischio liquidità derivante dalla mancanza di risorse finanziarie per far fronte agli impegni finanziari a breve termine;
(iv) il rischio downgrading.

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 di indirizzo" 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 i ricavi (costi) di una parte rilevante dei progetti sono denominati e regolati in valute diverse dall'euro, determinando i seguenti impatti:

sul risultato economico individuale per effetto della differente significatività di costi e ricavi denominati in valuta rispetto al momento in cui sono state definite le condizioni di prezzo (rischio economico) e per effetto della conversione di crediti/debiti commerciali o finanziari denominati in valuta (rischio transattivo);
sul bilancio consolidato (risultato economico e patrimonio netto) per effetto della conversione 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 del rischio cambio economico e transattivo e l'ottimizzazione del rischio di cambio economico connesso al rischio di prezzo delle commodity.

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 economico e transattivo attraverso l'utilizzo di contratti derivati. 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 considerate maggiormente rappresentative in termini di esposizione al rischio di cambio, per il primo semestre del 2017 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 è stata effettuata per tutte le attività e passività finanziarie rilevanti originariamente espresse nelle valute considerate e ha interes-

sato in particolare le seguenti fattispecie: - 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 la sensitivity analysis sul relativo fair value viene determinata confrontando le condizioni sottostanti il prezzo a termine fissato nel contratto (tasso di cambio a pronti e tasso di interesse) con i tassi di cambio a pronti e le curve di tasso di interesse coerenti con le scadenze dei contratti sulla base delle quotazioni alla chiusura dell'esercizio, modificate in più o in meno del 10%, e ponderando la variazione intervenuta per il capitale nozionale in valuta del contratto.

Si rileva che l'analisi non ha riguardato l'effetto delle variazioni del cambio sulla valutazione dei lavori in corso, in quanto gli stessi non rappresentano un'attività finanziaria secondo lo IAS 32. Inoltre, si segnala che la Società non adotta modalità di copertura del rischio derivante dalla conversione in euro di redditi d'esercizio maturati da società estere con valuta funzionale diversa dall'euro.

Alla luce di quanto precede, sebbene Saipem adotti una strategia volta a minimizzare l'esposizione al rischio di cambio economico e transattivo 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.

Una variazione positiva dei tassi di cambio rispetto all'euro (deprezzamento dell'euro rispetto alle altre valute) comporterebbe un effetto complessivo ante imposte sul risultato di -36 milioni di euro (-148 milioni di euro al 31 dicembre 2016) e un effetto complessivo sul patrimonio netto, al lordo dell'effetto imposte, di -148 milioni di euro (-287 milioni di euro al 31 dicembre 2016).

Una variazione negativa dei tassi di cambio rispetto all'euro (apprezzamento dell'euro rispetto alle altre valute) comporterebbe un effetto complessivo ante imposte sul risultato di 36 milioni di euro (148 milioni di euro al 31 dicembre 2016) e un effetto sul patrimonio netto, al lordo dell'effetto imposte, di 148 milioni di euro (287 milioni di euro al 31 dicembre 2016). L'incremento (riduzione) rispetto all'esercizio precedente deriva essenzialmente dall'effetto dell'andamento delle singole valute alle due date di riferimento, nonché dalla variazione delle attività e passività finanziarie esposte alle fluttuazioni del tasso di cambio.

Rischio di mercato - Tasso di interesse

Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato delle attività e passività finanziarie dell'impresa e sul livello degli oneri finanziari netti, essendo alcuni dei finanziamenti sottoscritti a tassi variabili. 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'ipotetica variazione positiva e negativa del 10% nei tassi di interesse.

L'analisi è stata effettuata riguardo a tutte le attività e passività finanziarie rilevanti 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 la sensitivity analysis sul fair value viene determinata confrontando le condizioni di tasso di interesse (fisso e variabile) sottostanti il contratto e funzionali al calcolo dei differenziali sulle cedole maturande con le curve attualizzate di tasso di interesse variabile sulla base delle quotazioni alla chiusura dell'esercizio, modificate in più o in meno del 10%, e ponderando la variazione intervenuta per il capitale nozionale del contratto. Con riferimento alle disponibilità liquide ed equivalenti si è fatto riferimento alla giacenza media e al tasso di rendimento medio dell'esercizio, mentre per quanto riguarda le passività finanziarie a breve e lungo termine si è fatto riferimento all'esposizione media dell'anno e al tasso medio di esercizio.

Una variazione positiva dei tassi di interesse non comporterebbe alcun effetto complessivo ante imposte sul risultato (-5 milioni di euro al 31 dicembre 2016) e un effetto complessivo sul patrimonio netto, al lordo dell'effetto imposte, di 1 milione di euro (-4 milioni di euro al 31 dicembre 2016). Una variazione negativa dei tassi di interesse non comporterebbe alcun effetto complessivo ante imposte sul risultato (5 milioni di euro al 31 dicembre 2016) e un effetto complessivo sul patrimonio netto, al lordo dell'effetto imposte, di -1 milione di euro (4 milioni di euro al 31 dicembre 2016).

L'incremento (riduzione) rispetto all'esercizio precedente deriva essenzialmente dall'effetto dell'andamento dei tassi di interesse alle due date di riferimento, nonché 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 anche dalla variazione dei prezzi dei prodotti petroliferi (olio combustibile, lubrificanti, gasolio per natanti, etc.) e delle materie prime 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 talvolta anche strumenti derivati "Over The Counter" (in particolare swap, bullet swap), con sottostante rappresentato da prodotti petroliferi (prevalentemente gasolio e nafta) e negoziati nei mercati finanziari organizzati ICE e NYMEX, 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 la gestione del rischio prezzo commodity, gli strumenti finanziari derivati su commodity posti in essere 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. hedging anticipato). Nonostante le attività di copertura adottate dalla Società per il controllo e la gestione del rischio dei prezzi, 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 ante imposte sul risultato, mentre comporterebbe un effetto sul patrimonio netto, al lordo dell'effetto d'imposta, di 1 milione di euro. Un'ipotetica variazione negativa del 10% nei prezzi sottostanti non comporterebbe un effetto ante imposte sul risultato, mentre comporterebbe un effetto sul patrimonio netto, al lordo dell'effetto d'imposta di -1 milione di euro.

L'incremento (riduzione) rispetto all'esercizio precedente deriva essenzialmente dall'effetto legato ai differenti prezzi di valutazione che concorrono al calcolo del fair value dello strumento alle scadenze di riferimento.

(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, alla luce della situazione di criticità dei mercati finanziari, non si può escludere che una parte dei clienti del Gruppo possa ritardare, ovvero non onorare i pagamenti nei termini e alle condizioni stabiliti. 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 dei lavori in corso 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 liquidità.

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 sufficienti 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 nel corso del 2016 e del primo semestre del 2017, il Gruppo ha strutturato le proprie fonti di finanziamento principalmente su scadenze di medio-lungo termine con una durata compresa tra i 3 e 8,5 anni.

In particolare in data 30 marzo 2017 Saipem ha stipulato una nuova linea di credito per un ammontare pari a 260 milioni di euro garantita da Atradius, l'agenzia olandese per l'assicurazione dei crediti all'esportazione. Tale linea di credito è stata utilizzata nel corso del 2017 per 15 milioni di euro. In aggiunta a quanto sopra, in data 5 aprile 2017 Saipem ha emesso, a fronte del suo programma di EMTN, titoli obbligazionari a tasso fisso per un valore nominale complessivo di 500 milioni di euro, con scadenza aprile 2022.

Alla data del 30 giugno 2017 Saipem dispone di linee di credito non utilizzate per 1.753 milioni di euro, a cui si aggiungono le disponibilità di cassa pari a 1.811 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 244 milioni di euro o della linea garantita da Atradius.

(iv) Rischio downgranding

In data 28 ottobre 2015 la Società ha ottenuto da Standard & Poor's Ratings Services un preliminary long term corporate credit rating pari a "BBB-", con outlook "stabile", nonché un preliminary issue rating pari a "BBB-" sulla Term Facility e sulla Revolving Credit Facility. Inoltre, in pari data Moody's Investor Service ha assegnato alla Società un provisional issuer rating pari a "(P)Baa3" con outlook "stabile".

In data 4 febbraio 2016 Standard & Poor's Ratings Services ha comunicato alla Società di aver formalmente dato inizio a una procedura di "Credit Watch" con possibili implicazioni negative per il preliminary long term corporate credit rating "BBB-" di Saipem, principalmente a causa del crollo del prezzo del greggio che potrebbe limitare significativamente la flessibilità finanziaria di Saipem.

In data 10 febbraio 2016 Moody's Investors Service ha annunciato che il provisional issuer rating (P) Baa3 di Saipem è stato posto sotto revisione per downgrade, a causa dei deboli fondamentali del settore Oil & Gas e del conseguente aumento del rischio di cancellazioni e ritardi sui progetti e della riduzione della spesa per investimenti nel settore.

In data 6 maggio 2016 S&P Global Ratings (già Standard & Poor's Ratings Services) ha abbassato il long term corporate credit rating e issue rating della Società da "BBB-" a "BB+" con outlook "negativo", rimuovendoli contestualmente dal "Credit Watch" negativo e portandoli a definitivi a seguito del completamento dell'operazione di aumento di capitale e del rifinanziamento del debito della Società. Tale downgrade rifletteva la visione di S&P Global Rating sull'industria Oil & Gas e una visione più prudente sui parametri creditizi futuri di Saipem, insieme al livello di portafoglio ordini e alla capacità di sostenere i flussi di cassa operativi senza cali di rilievo.

In data 23 maggio 2016 Moody's Investors Service ha abbassato e convertito il provisional issuer rating (P) Baa3 in un Corporate Family Rating (CFR) Ba1, assegnando un outlook stabile su tutti i rating.

In data 17 maggio 2017 S&P Global Ratings ha pubblicato un rapporto di aggiornamento in cui viene confermato il livello "BB+", con outlook negativo, per il "long term corporate credit rating" e per le "senior unsecured facilities" comprendenti una Term Loan Facility di 1,6 miliardi di euro, una Revolving Credit Facility di 1,5 miliardi di euro e tre emissioni obbligazionarie da 500 milioni di euro ciascuna effettuate a valere sul programma Euro EMTN di Saipem.

In data 15 giugno 2017 Moody's Investor Services ha pubblicato un rapporto di aggiornamento in cui viene confermato il livello "Ba1" per il "corporate family rating", con outlook stabile, e per le "senior unsecured facilities" comprendenti tre emissioni obbligazionarie da 500 milioni di euro ciascuna effettuate a valere sul programma Euro EMTN di Saipem.

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)	2018 (1)	2019	2020	2021	Oltre	Totale
Passività finanziarie a lungo termine	446	747	399	544	1.101	3.237
Passività finanziarie a breve termine	134	-	-	-	-	134
Passività per strumenti derivati	27	-	-	-	-	27
Totale	607	747	399	544	1.101	3.398
Interessi su debiti finanziari	104	63	54	49	54	324

(1) Include il secondo semestre 2017.

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

	Anni di scadenza
(milioni di euro)	2018 (1)	2019-2021	Oltre	Totale
Debiti commerciali	2.394	-	-	2.394
Altri debiti e anticipi	1.967	-	-	1.967

(1) Include il secondo semestre 2017.

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)	2018 (1)	2019	2020	2021	Oltre	Totale
Contratti di leasing operativo non annullabili	150	91	80	77	218	616

(1) Include il secondo semestre 2017.

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)	2018 (1)
Impegni per Major Projects	-
Impegni per altri investimenti	40
Totale	40

(1) Include il secondo semestre 2017.

Rischi relativi all'andamento del prezzo del petrolio e alla riduzione della marginalità

La Società opera nel settore altamente competitivo dei servizi per l'industria Oil & Gas, penalizzato negli ultimi anni dalla riduzione dei programmi di investimento dei principali clienti di Saipem a causa del crollo delle quotazioni. Il perdurare di tale situazione 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 a essi associati.

Per tale ragione, l'industria dei servizi per il settore Oil & Gas è stata caratterizzata da una crescente pressione competitiva sui prezzi, sia per i contratti su base lump-sum nell'Engineering & Construction Offshore e Onshore, che per le rate dei mezzi nel 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 ogni funzione aziendale e che viene ulteriormente integrato da valutazioni di rischio per coprire eventuali aree di incertezza inevitabilmente presenti in ciascuna offerta (cd. contingency). Nonostante questi tentativi, lungo la durata del contratto i costi, i ricavi e conseguentemente i margini che la Società realizza su contratti lump-sum, potrebbero variare in modo anche significativo dagli importi stimati per svariati 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 (i.e. acciaio, rame, carburanti, etc.).

Tutti questi fattori e altri rischi, insiti in generale nel settore in cui la Società opera, possono comportare costi aggiuntivi, il mancato riconoscimento di ricavi e conseguentemente riduzione dei margini originariamente stimati, comportando una riduzione anche significativa 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.

Rischi connessi al deterioramentodella domanda e delle relazioni con i clienti

Il contesto di mercato è caratterizzato dal perdurare di livelli depressi del prezzo del petrolio, da una situazione di crescita economica mondiale inferiore alle attese e da un'offerta sostenuta dallo shale oil. Tutto ciò 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.

Tale contesto può condurre al deterioramento delle relazioni con i clienti e, nei casi più significativi, portare ad arbitrati internazionali.

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 è, invece, caratterizzato da tariffe di vendita dei relativi servizi che includono la remunerazione dell'impianto impiegato (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 mancato o ritardato pagamento delle tariffe di vendita da parte dei clienti.

La Società si è dotata di varie tecniche implementate sin dalla fase negoziale al fine di ottenere condizioni più favorevoli per negoziare (ad esempio, anticipi contrattuali) e monitorare i propri contratti (ad esempio, attraverso procedure stringenti per l'ottenimento delle attestazioni necessarie a procedere alla 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 del progetto. Nonostante le attività poste in essere, i progetti possono subire un deterioramento del capitale circolante esponendo il Gruppo a impatti economicofinanziari, nonché un peggioramento della reputazione nell'industria di riferimento.

Rischi connessi alle inefficienze della 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 all'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.

Rischi connessi all'evoluzione tecnologica

I settori di attività di Saipem sono caratterizzati dalla continua evoluzione delle tecnologie, asset, brevetti e licenze utilizzate.

Al fine di mantenere la propria posizione competitiva occorre aggiornare in maniera adeguata le tecnologie, gli asset e le licenze di cui dispone con l'obiettivo di adeguare l'offerta dei propri servizi alle esigenze 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.

Rischi connessi ai procedimenti giudiziari in essere della Società

Il Gruppo è parte 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, ovvero non assicurati, ovvero 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.

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 a essi applicati, nonché su un'analisi del posizionamento competitivo nei diversi settori di attività; Saipem opera in settori recentemente caratterizzati da mutamenti strategici frutto di operazioni di M&A, creazione di joint ventures e alleanze. Inadeguate previsioni dell'evoluzione di tali

scenari, l'errata o ritardata implementazione delle strategie identificate, l'impossibilità di progressive operazioni stante il profilo multi-business della Società, sono tutti fattori che possono esporre la Società a un deterioramento del posizionamento competitivo all'interno dei singoli settori di attività, riducendo le quote di mercato e la marginalità del Gruppo.

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. In particolare, nello svolgimento della propria attività, il Gruppo si affida a subcontrattisti e fornitori 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. Sebbene Saipem svolga periodicamente tali attività di audit e verifica e abbia implementato, e aggiornato costantemente, nelle società del Gruppo, un sistema di controllo interno, un Codice Etico e un modello ex D.Lgs. n. 231/2001, nonché un modello di organizzazione, gestione e controllo con riferimento alle società del Gruppo con sedi in Paesi esteri, non è possibile escludere il verificarsi di comportamenti fraudolenti, ovvero illeciti.

Infine, Saipem mette a disposizione di dipendenti e stakeholder un canale informativo, che fa capo all'Organismo di Vigilanza e garantisce 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, security, etc.). Maggiori informazioni sono presenti nella specifica sezione di dettaglio all'interno della Relazione del Collegio Sindacale all'Assemblea degli Azionisti.

Rischi connessi alla protezione dell'informazione e del know-how

Per lo svolgimento delle proprie attività il Gruppo 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 possono arrecare danni a Saipem.

Sebbene la Società adotti protocolli e politiche di sicurezza informatica, non può escludersi che la Società 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.

Infine, 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.

Rischi connessi alla dipendenza da personale chiave e da personale specializzato

La Società dipende in misura rilevante dall'apporto professionale di personale chiave e di figure altamente specializzate. Sono considerati personale chiave i "Dirigenti con responsabilità strategiche" (maggiori informazioni presenti nella specifica sezione di dettaglio all'interno della Relazione sulla Remunerazione 2016). 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, 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, durante fasi espansive di mercato, il Gruppo potrebbe subire ritardi nel reperimento di personale dovuti a una maggiore richiesta di risorse specializzate che potrebbero determinare impatti negativi sui risultati e sulla reputazione del Gruppo.

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.

L'interruzione del rapporto con una delle figure chiave, l'incapacità di attrarre e mantenere personale altamente qualificato e personale direttivo competente, ovvero di integrare la struttura organizzativa con figure capaci di gestire la crescita della Società, potrebbe avere effetti negativi sulle future opportunità di business di Saipem.

Rischi connessi alla volatilità dei risultati economicofinanziari del Gruppo sulla base dei corrispettivi pattuiti in relazione allo stato di avanzamento dei lavori

Il Gruppo, 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). Conseguentemente, la Società 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 utili 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. In caso di rettifiche di costo significative, le riduzioni di profitto a vita intera delle commesse potrebbero avere impatto materiale sull'esercizio in corso e su quelli futuri.

Inoltre, 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 a 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 associati.

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 probabili 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.

Rischi connessi alla salute, sicurezza e ambiente

Saipem è soggetta a leggi e regolamenti per la tutela dell'ambiente, della salute e della sicurezza a livello nazionale, internazionale e comunitario. In particolare, le attività svolte dal Gruppo Saipem sono soggette al possibile verificarsi di incidenti che possono avere ripercussioni su persone e ambiente.

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. 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 della 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, nonché oneri derivanti dall'adempimento degli obblighi previsti da leggi e regolamenti in tema di ambiente, salute e sicurezza.

Rischi connessi agli incidenti agli asset strategici

Il Gruppo possiede numerosi asset, in particolare mezzi navali specializzati, yard di fabbricazione e base logistiche, i quali sono utilizzati nell'esecuzione dei propri progetti EPCI e dei servizi Drilling.

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. In particolare, 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.

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.

In particolare, i rischi legati alle attività operative ordinarie possono essere caratterizzati 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, 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.

Infine, il Gruppo sostiene significative spese per la manutenzione degli asset di proprietà. I costi di manutenzione di volta in volta sostenuti da Saipem possono subire incrementi legati a eventi quali: (i) aumenti del costo del lavoro e dei materiali e dei servizi; (ii) ammodernamenti tecnologici; (iii) modifiche normative o regolamentari in materia di sicurezza, tutela dell'ambiente.

Rischi connessi alla situazione politica, sociale ed economica dei Paesi in cui opera il Gruppo Saipem

Saipem svolge una parte significativa della propria 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 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.

Saipem monitora periodicamente i rischi di natura politica, sociale ed economica dei 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 antigiuridiche di persone fisiche o giuridiche, che espongono l'azienda e il suo patrimonio, di persone, beni e immagine a potenziali danni.

Nei casi in cui la capacità di Saipem di operare sia compromessa temporaneamente, la demobilitazione è pianificata secondo criteri di protezione del personale e dei beni patrimoniali aziendali che rimangono nel Paese soggetto a instabilità politica, 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 un impatto negativo sulla marginalità dei progetti eseguiti in tali Paesi.

Inoltre, il personale, le operazioni e gli asset nei vari Paesi, in cui Saipem è presente, sono potenzialmente esposti alla minaccia terroristica su scala globale da parte di gruppi estremisti di varia natura.

Pertanto, 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.

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, a rischi connessi alla loro applicazione e interpretazione nei Paesi in cui le società del Gruppo svolgono la propria attività.

Per tale ragione Saipem monitora la conformità alle normative vigenti e alla minimizzazione degli impatti dovuti alle proprie attività operative. 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.

Infine, 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 e di salute e sicurezza.

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 statistica 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, i Remote Operating Vehicle (ROV) 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 prodotti 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.

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

Emissione di bond a tasso fisso

In data 29 marzo 2017 Saipem ha collocato con successo un'emissione obbligazionaria a tasso fisso a 5 anni, per un valore nominale di 500 milioni di euro. L'emissione è stata effettuata da Saipem Finance International BV nell'ambito del Programma EMTN (Euro Medium Term Notes) in essere. Il prestito obbligazionario paga una cedola annua del 2,75% e ha un prezzo di re-offer del 100%. Le obbligazioni quotate sul segmento Euro MTF del Luxembourg Stock Exchange sono state acquistate inizialmente da investitori istituzionali prevalentemente in Italia, Regno Unito, Francia, Germania e Svizzera. Le risorse rinvenienti dal prestito sono state destinate al rimborso anticipato parziale della linea di credito di 1.600 milioni di euro.

Raggruppamento azioni

In data 22 maggio 2017 si è dato corso all'operazione di raggruppamento delle 10.109.668.270 azioni ordinarie e delle 106.126 azioni di risparmio, tutte prive dell'indicazione del valore nominale, rispettivamente in n. 1.010.966.827 nuove azioni ordinarie e n. 10.612 nuove azioni di risparmio, nel rapporto di una nuova azione ordinaria, priva dell'indicazione del valore nominale, ogni 10 esistenti azioni ordinarie, e di una nuova azione di risparmio, priva dell'indicazione del valore nominale, ogni dieci esistenti azioni di risparmio.

Variazione del capitale sociale

Il 22 maggio 2017 Saipem ha reso nota la nuova composizione del capitale sociale, interamente sottoscritto e versato, a seguito dell'avvenuto raggruppamento delle azioni ordinarie e di risparmio. L'ammontare del capitale sociale rimane invariato a 2.191.384.693 euro suddiviso in 1.010.977.439 azioni tutte prive del valore nominale, di cui 1.010.966.827 azioni ordinarie e 10.612 azioni di risparmio.

Rinnovo del Programma EMTN

In data 27 giugno 2017 Saipem ha rinnovato per un anno il Programma EMTN (Euro Medium Term Notes) per emissioni di prestiti obbligazionari non convertibili incrementando l'importo massimo delle obbligazioni a complessivi 3.000 milioni di euro (di cui 1.500 milioni di euro già emessi). Il rinnovo del Programma EMTN consentirà alla Società di minimizzare il tempo necessario per cogliere opportunità di finanziamento offerte dal mercato dei capitali e da investitori istituzionali attraverso la futura emissione di obbligazioni.

Piano di incentivazione a lungo termine

Il giorno 26 luglio 2017 ha preso avvio il programma di acquisto di azioni ordinarie Saipem (il "Programma"), deliberato dall'Assemblea degli Azionisti il 28 aprile 2017.

Il Programma ha ad oggetto l'acquisto di azioni proprie, per l'attribuzione 2017, destinate al Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2016- 2018 (il "Piano"), precedentemente approvato dall'Assemblea del 29 aprile 2016, ai sensi dell'art. 84-bis, comma 2, del Regolamento Emittenti e dell'art. 114-bis del TUF.

Il numero delle azioni proprie al servizio del Piano per l'attribuzione 2017 è determinato in 7.841.200 (pari allo 0,776% del capitale sociale), come da delibera del Consiglio di Amministrazione del 24 luglio 2017. Il numero di azioni da acquistare e il relativo ammontare tiene conto del numero e dell'ammontare delle azioni Saipem già in portafoglio, e dell'operazione di raggruppamento azionario approvato dall'assemblea del 28 aprile 2017, nel rispetto del limite previsto dal terzo comma dell'art. 2357 c.c.

La delibera assembleare del 28 aprile 2017 consente l'acquisto di un numero massimo di 84.000.000 di azioni pre-raggruppamento, corrispondenti a 8.400.000 azioni post raggruppamento (pari allo 0,831% del capitale sociale), in una o più volte, per un periodo massimo di 18 mesi e per un ammontare, comunque, non superiore a 50 milioni di euro.

Tenuto conto dell'attuale quotazione del titolo Saipem SpA presso la Borsa di Milano (25 luglio 2017), il potenziale massimo esborso per l'operazione di acquisto è stimato in circa 26 milioni di euro.

L'acquisto delle azioni avverrà tramite il conferimento di specifico mandato di incarico all'intermediario abilitato, Banca Akros SpA, che effettuerà gli acquisti in piena indipendenza e senza alcuna influenza da parte di Saipem SpA per quanto riguarda il momento dell'acquisto delle stesse e le relative condizioni.

Regolamento Mercati

Art. 36 del Regolamento Mercati Consob (adottato con Delibera Consob n. 16191/2007 e successive modifiche): 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 di significativa rilevanza ai fini del bilancio consolidato, si segnala che:

i. Alla data del 30 giugno 2017 le prescrizioni regolamentari dell'art. 36 del Regolamento Mercati si applicano alle seguenti 19 società controllate:
Saudi Arabian Saipem Ltd;
Petrex SA;
Snamprogetti Saudi Arabia Co Ltd Llc;
Global Petroprojects Services AG;
Saipem America Inc;
Saipem Contracting (Nigeria) Ltd;
PT Saipem Indonesia;
Saipem do Brasil Serviçõs de Petroleo Ltda;
Boscongo SA;
Saimexicana Sa de Cv;
ER SAI Caspian Contractor Llc;
Saipem Canada Inc;
Saipem Services Mexico SA de Cv;
Saipem Misr for Petroleum Services (S.A.E.);
Sigurd Rück AG;
Sajer Iraq Co for Petroleum Services, Trading, General Contracting & Transport Llc;
Saipem Offshore Norway AS;
Saipem Drilling Norway AS;
Snamprogetti Engineering & Contracting Co Ltd.
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 a 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 da 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 2017 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 47 delle "Note illustrative al bilancio consolidato semestrale abbreviato".

Evoluzione prevedibile della gestione

Il contesto di mercato nel quale opera la Società si conferma sfidante, in particolare nei settori offshore.

Le acquisizioni di nuovi progetti sono state contenute anche nel secondo trimestre, e malgrado una buona visibilità nel breve termine il contributo all'esercizio 2017 sarà molto limita-

to. Conseguentemente, è stata rivista la guidance di ricavi per l'esercizio a circa 9,5 miliardi di euro.

Malgrado ciò, le ottime performance operative, in particolare nell'E&C Offshore, consentono di mantenere invariata la guidance di EBITDA.

L'utile netto adjusted è stimato attorno a 200 milioni di euro. La voce esclude gli special items, ovvero svalutazioni di asset, anche derivanti da test di impairment, oneri da riorganizzazione, nonché oneri dalla definizione a maggio 2017 di controversie tributarie

Il livello di investimenti è previsto inferiore a 400 milioni di euro, grazie alle azioni di contenimento intraprese.

Il buon andamento nel primo semestre dell'indebitamento rafforza la fiducia sul rispetto della guidance per fine anno, che viene confermata a circa 1,4 miliardi di euro.

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

Acquisizione di ordini

In data 27 luglio 2017 Saipem ha concordato con Petrobel variazioni del contratto del valore complessivo di 900 milioni di dollari per le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e installazione (EPCI) relative alla fase "Optimised Ramp Up" del progetto di sviluppo del campo gas di Zohr, il giacimento "supergiant" situato nel Mar Mediterraneo al largo delle coste egiziane.

Le variazioni dello scopo del lavoro includono l'installazione di una condotta per l'esportazione del gas e di una condotta di servizio, nonché attività EPCI per lo sviluppo in acque profonde di 4 pozzi e l'installazione di cavi ombelicali. Saipem impiegherà alcuni mezzi navali altamente qualificati della propria flotta.

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)		31.12.2016		30.06.2017
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		5.192		4.902
Nota 12 - Immobili, impianti e macchinari	5.192		4.902
B) Attività immateriali nette		755		753
Nota 13 - Attività immateriali	755		753
C) Partecipazioni		147		148
Nota 14 - Partecipazioni	149		150
Ricl. da E) - fondo copertura perdite di imprese partecipate	(2)		(2)
D) Capitale circolante		713		1.019
Nota 7 - Crediti commerciali e altri crediti	3.020		2.640
Ricl. a I) - crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	(3)		(1)
Nota 8 - Rimanenze	2.242		2.099
Nota 9 - Attività per imposte sul reddito correnti	192		202
Nota 10 - Attività per altre imposte correnti	241		258
Nota 11 - Altre attività correnti	144		198
Ricl. a I) - crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	-		-
Nota 15 - Attività per imposte anticipate	302		289
Nota 16 - Altre attività non correnti	102		102
Nota 18 - Debiti commerciali e altri debiti	(4.860)		(4.361)
Nota 19 - Passività per imposte sul reddito correnti	(96)		(84)
Nota 20 - Passività per altre imposte correnti	(265)		(215)
Nota 21 - Altre passività correnti	(244)		(74)
Nota 25 - Passività per imposte differite	(59)		(34)
Nota 26 - Altre passività non correnti	(3)		-
E) Fondi per rischi e oneri		(266)		(267)
Nota 23 - Fondi per rischi e oneri	(268)		(269)
Ricl. a C) - fondo copertura perdite di imprese partecipate	2		2
F) Fondo per benefici ai dipendenti		(206)		(206)
Nota 24 - Fondi per benefici ai dipendenti	(206)		(206)
CAPITALE INVESTITO NETTO		6.335		6.349
G) Patrimonio netto		4.866		4.817
Nota 29 - Patrimonio netto di Saipem	4.866		4.817
H) Capitale e riserve di terzi		19		28
Nota 28 - Capitale e riserve di terzi azionisti	19		28
I) Indebitamento finanziario netto		1.450		1.504
Nota 5 - Disponibilità liquide ed equivalenti	(1.892)		(1.811)
Nota 6 - Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita	(55)		(55)
Nota 17 - Passività finanziarie a breve termine	152		134
Nota 22 - Passività finanziarie a lungo termine	3.194		2.990
Nota 22 - Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine	54		247
Ricl. da D) - crediti finanziari non strumentali all'attività operativa (nota 7)	(3)		(1)
COPERTURE		6.335		6.349

Voci del conto economico riclassificato

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

le voci "altri ricavi e proventi", pari a 5 milioni di euro, afferente principalmente a "rimborsi per prestazioni che non costituiscono l'attività caratteristica", indicati nello schema obbligatorio nella voce "altri ricavi e proventi", sono stati portati in diminuzione delle corrispondenti componenti di costo nel conto economico riclassificato;
le voci "proventi finanziari" (129 milioni di euro), "oneri finanziari" (-316 milioni di euro) e "strumenti derivati" (72 milioni di euro), indicate separatamente nello schema obbligatorio, sono esposte nette nella voce "oneri finanziari netti" (-115 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" (264 milioni di euro), "svalutazioni nette di attività materiali e immateriali" (85 milioni di euro), "altre variazioni" (121 milioni di euro), "variazione fondo benefici dipendenti" (3 milioni di euro) ed "effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto" (-2 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" (471 milioni di euro);
le voci "interessi passivi" (37 milioni di euro), "imposte sul reddito" (110 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 "dividendi, interessi e imposte" (144 milioni di euro);
le voci relative ai "debiti commerciali" (-262 milioni di euro), ai "crediti commerciali" (206

milioni di euro), ai "fondi per rischi e oneri" (9 milioni di euro), alle variazioni delle "rimanenze" (67 milioni di euro) e alle "altre attività e passività" (-219 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" (-199 milioni di euro);

le voci "interessi incassati" (3 milioni di euro), "imposte sul reddito pagate al netto dei crediti di imposta rimborsati" (-233 milioni di euro) e "interessi pagati" (-25 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" (-255 milioni di euro);
le voci relative agli investimenti in "attività materiali" (-145 milioni di euro) e "attività immateriali" (-2 milioni di euro), indicate separatamente e incluse nel flusso di cassa degli investimenti nello schema obbligatorio, sono esposte nette nella voce "investimenti tecnici" (-147 milioni di euro);
le voci relative ai disinvestimenti in "crediti finanziari" (7 milioni di euro) e le voci relative agli investimenti in "crediti finanziari" (-5 milioni di euro), indicate separatamente e incluse nel flusso di cassa netto da attività di investimento nello schema obbligatorio, sono esposte nella voce "investimenti e disinvestimenti relativi all'attività di finanziamento" (2 milioni di euro);
le voci "assunzione di debiti finanziari non correnti" (-5 milioni di euro), "incremento (decremento) di debiti finanziari correnti" (50 milioni di euro) e "rimborsi di debiti finanziari non correnti" (-7 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" (38 milioni di euro).

Le altre voci sono direttamente riconducibili allo schema obbligatorio.

BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATo

Stato patrimoniale

			31.12.2016		30.06.2017
			di cui verso parti		di cui verso parti
(milioni di euro)	Nota	Totale	correlate (1)	Totale	correlate (1)
ATTIVITÀ
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti	(N. 5)	1.892		1.811
Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita	(N. 6)	55		55
Crediti commerciali e altri crediti	(N. 7)	3.020	663	2.640	521
Rimanenze	(N. 8)	2.242		2.099
Attività per imposte sul reddito correnti	(N. 9)	192		202
Attività per altre imposte correnti	(N. 10)	241		258
Altre attività correnti	(N. 11 e 27)	144	1	198	1
Totale attività correnti		7.786		7.263
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari	(N. 12)	5.192		4.902
Attività immateriali	(N. 13)	755		753
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	(N. 14)	148		149
Altre partecipazioni	(N. 14)	1		1
Attività per imposte anticipate	(N. 15)	302		289
Altre attività non correnti	(N. 16 e 27)	102	1	102	1
Totale attività non correnti		6.500		6.196
TOTALE ATTIVITÀ		14.286		13.459
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività finanziarie a breve termine	(N. 17)	152		134
Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine	(N. 22)	54		247
Debiti commerciali e altri debiti	(N. 18)	4.860	376	4.361	154
Passività per imposte sul reddito correnti	(N. 19)	96		84
Passività per altre imposte correnti	(N. 20)	265		215
Altre passività correnti	(N. 21 e 27)	244	8	74	-
Totale passività correnti		5.671		5.115
Passività non correnti
Passività finanziarie a lungo termine	(N. 22)	3.194		2.990
Fondi per rischi e oneri	(N. 23)	268		269
Fondi per benefici ai dipendenti	(N. 24)	206		206
Passività per imposte differite	(N. 25)	59		34
Altre passività non correnti	(N. 26 e 27)	3		-
Totale passività non correnti		3.730		3.499
TOTALE PASSIVITÀ		9.401		8.614
PATRIMONIO NETTO
Capitale e riserve di terzi azionisti	(N. 28)	19		28
Patrimonio netto di Saipem:	(N. 29)	4.866		4.817
- capitale sociale	(N. 30)	2.191		2.191
- riserva sopraprezzo delle azioni	(N. 31)	1.750		1.049
- altre riserve	(N. 32)	(80)		(35)
- utili relativi a esercizi precedenti		3.161		1.791
- utile (perdita) del periodo		(2.087)		(110)
- riserva negativa per azioni proprie in portafoglio	(N. 33)	(69)		(69)
Totale patrimonio netto di Gruppo		4.885		4.845
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO		14.286		13.459

(1) Per il dettaglio "di cui verso parti correlate" si veda la nota 47 "Rapporti con parti correlate".

Conto economico

	Primo semestre 2016		Primo semestre 2017
(milioni di euro)	Nota	Totale	di cui verso parti correlate (1)	Totale	di cui verso parti correlate (1)
RICAVI
Ricavi della gestione caratteristica	(N. 35)	5.275	636	4.590	1.042
Altri ricavi e proventi	(N. 36)	19		5
Totale ricavi		5.294		4.595
Costi operativi
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi	(N. 37)	(3.764)	(106)	(3.268)	(33)
Costo del lavoro	(N. 38)	(949)	(1)	(854)	-
Ammortamenti e svalutazioni	(N. 39)	(345)		(349)
Altri proventi (oneri) operativi	(N. 40)	1		-
RISULTATO OPERATIVO		237		124
Proventi (oneri) finanziari
Proventi finanziari		636	4	129	-
Oneri finanziari		(676)	(24)	(316)	-
Strumenti derivati		(30)	(353)	72	-
Totale proventi (oneri) finanziari	(N. 41)	(70)		(115)
Proventi (oneri) su partecipazioni
Effetto della valutazione con il metodo del patrimonio netto		9		2
Altri proventi su partecipazioni		-		-
Totale proventi (oneri) su partecipazioni	(N. 42)	9		2
RISULTATO ANTE IMPOSTE		176		11
Imposte sul reddito	(N. 43)	(120)		(110)
UTILE (PERDITA) DEL PERIODO		56		(99)
di competenza:
- Saipem		53		(110)
- terzi azionisti	(N. 44)	3		11
Utile (perdita) per azione sull'utile netto di competenza Saipem (ammontare in euro per azione)
Utile (perdita) per azione semplice	(N. 45)	0,075 (2)		(0,11)
Utile (perdita) per azione diluito	(N. 45)	0,075 (2)		(0,11)

(1) Per il dettaglio "di cui verso parti correlate" si veda la nota 47 "Rapporti con parti correlate".

(2) Valori riesposti a seguito del raggruppamento azionario (vedi nota 45 "Utile (perdita) per azione").

Prospetto del conto economico complessivo

		Primo semestre
(milioni di euro)	2016	2017
Utile (perdita) del periodo	56	(99)
Altre componenti del conto economico complessivo
Componenti non riclassificabili a conto economico
Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti	-	-
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	148	218
Variazione del fair value di partecipazioni immobilizzate	-
Differenze di cambio da conversione dei bilanci in valuta diversa dall'euro	(22)	(108)
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	(38)	(51)
Totale altre componenti del conto economico complessivo, al netto dell'effetto fiscale	88	(59)
Totale utile (perdita) complessivo del periodo	144	(40)
Di competenza:
- Gruppo Saipem	139	(49)
- terzi azionisti	5	9

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 cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	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 2015	441	55	6	88	-	(267)	76		(18) 3.942	(806)		(43) 3.474	45	3.519
Utile (perdita) complessivo
primo semestre 2016	-	-	-	-	-	-	-	-	-	53	-	53	3	56
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	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
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	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Componenti riclassificabili a conto economico
Variazione del fair value derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	-	-	-	-	-	107	-	-	-	-	-	107	3	110
Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro	-	-	-	-	-	-	(22)	-	1	-	-	(21)	(1)	(22)
Quota di pertinenza delle "altre componenti del conto economico complessivo" delle partecipazioni valutate secondo il metodo del patrimonio netto	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Totale	-	-	-	-	-	107	(22)	-	1	-	-	86	2	88
Totale utile (perdita) complessivo primo semestre 2016	-	-	-	-	-	107	(22)	-	1	53	-	139	5	144
Operazioni con gli Azionisti
Dividendi distribuiti primo semestre 2016	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Riporto a nuovo utile (perdita)	-	(55)	(5)	-	-	-	-	-	(746)	806	-	-	-	-
Aumento (riduzione) capitale sociale	1.750	1.750	-	-	-	-	-	-	-	-	-	3.500	-	3.500
Capitalizzazione costi aumento capitale sociale	-	-	-	-	-	-	-	-	(65)	-	-	(65)	-	(65)
Autorizzazione acquisto azioni proprie	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Scadenza autorizzazione acquisto azioni proprie	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Cessione azioni proprie	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Apporto interessenza di terzi Totale	- 1.750	- 1.695	- (5)	- -	- -	- -	- -	- -	- (811)	- 806	- -	- 3.435	- -	- 3.435
Altri movimenti di patrimonio netto
Diritti decaduti stock option	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Altre variazioni	-	-	1	-	-	1	-	(1)	1	-	-	2	(2)	-
Operazioni under common control	-	-	-	-	-	-	-	-	2	-	-	2	-	2
Totale	-	-	1	-	-	1	-	(1)	3	-	-	4	(2)	2
Saldi al 30 giugno 2016	2.191	1.750	2	88	-	(159)	54		(19) 3.135	53		(43) 7.052	48	7.100
Utile (perdita) complessivo secondo semestre 2016	-	-	-	-	-	-	-	-		- (2.140)		- (2.140)		4 (2.136)
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	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
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	-	-	-	-	-	-	-	(1)	-	-	-	(1)	-	(1)
Totale	-	-	-	-	-	-	-	(1)	-	-	-	(1)	-	(1)

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 cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	differenze cambio da conversione Riserva per	per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale a benefici definiti Riserva per piani	a esercizi precedenti Utili (perdite) relativi	Utile (perdita) del periodo	Riserva negativa in portafoglio per azioni	Totale	Capitale e riserve di terzi azionisti	patrimonio netto Totale
Componenti riclassificabili
a conto economico Variazione del fair value derivati
cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	-	-	-	-	-	(22)	-	-	-	-	-	(22)	-	(22)
Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro	-	-	-	-	-	-	(22)	(1)	7	-	-	(16)	1	(15)
Quota di pertinenza delle "altre componenti del conto economico complessivo" delle partecipazioni valutate secondo il metodo del patrimonio netto	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Variazioni partecipazioni e titoli al fair value	-	-	-	-	-	-	-	-	1	-	-	1	-	1
Totale	-	-	-	-	-	(22)	(22)	(1)	8	-	-	(37)	1	(36)
Totale utile (perdita) complessivo secondo semestre 2016	-	-	-	-	-	(22)	(22)	(2)		8 (2.140)		- (2.178)		5 (2.173)
Operazioni con gli Azionisti
Dividendi distribuiti secondo semestre 2016	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(36)	(36)
Capitalizzazione costi aumento capitale sociale al netto delle imposte	-	-	-	-	-	-	-	-	18	-	-	18	-	18
Acquisto azioni proprie	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(26)	(26)	-	(26)
Totale	-	-	-	-	-	-	-	-	18	-	(26)	(8)	(36)	(44)
Altri movimenti di patrimonio netto
Fair value Piano Grant 2016 Altre variazioni	- -	- -	- -	- -	- -	- (1)	- -	- 1	5 (5)	- -	- -	5 (5)	- 2	5 (3)
Operazioni under common control	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Totale	-	-	-	-	-	(1)	-	1	-	-	-	-	2	2
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 del conto economico complessivo Componenti non riclassificabili	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(110)	-	(110)	11	(99)
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 definiti 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 Differenze cambio da conversione	-	-	-	-	-	167	-	-	-	-	-	167	-	167
dei bilanci in moneta diversa dall'euro	-	-	-	-	-	-	(122)	-	16	-	-	(106)	(2)	(108)
Quota di pertinenza delle "altre componenti del conto economico complessivo" delle partecipazioni valutate secondo il metodo del patrimonio netto	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Totale Totale utile (perdita) complessivo	-	-	-	-	-	167	(122)	-	16	-	-	61	(2)	59
primo semestre 2017	-	-	-	-	-	167	(122)	-	16	(110)	-	(49)	9	(40)
Operazioni con gli Azionisti
Dividendi distribuiti primo semestre 2017 Riporto a nuovo utile (perdita)	- -	- (701)	- -	- -	- -	- -	- -	-	- - (1.386) 2.087	-	- -	- -	- -	- -
Aumento (riduzione) capitale sociale	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
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 2016 Altre variazioni	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	2 (1)	- -	- -	2 (1)	- -	2 (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

Rendiconto finanziario

(milioni di euro)	Nota	Primo semestre 2016	Primo semestre 2017
Utile (perdita) del periodo di Gruppo		53	(110)
Risultato di pertinenza di terzi azionisti		3	11
Rettifiche per ricondurre l'utile del periodo al flusso di cassa da attività operativa:
- ammortamenti	(N. 39)	344	264
- svalutazioni nette di attività materiali e immateriali	(N. 39)	1	85
- effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto	(N. 42)	(9)	(2)
- (plusvalenze) minusvalenze nette su cessioni di attività		2	1
- interessi attivi		(7)	(3)
- interessi passivi		47	37
- imposte sul reddito	(N. 43)	120	110
- altre variazioni		(24)	121
Variazioni del capitale di periodo:
- rimanenze		(321)	67
- crediti commerciali		437	206
- debiti commerciali		179	(262)
- fondi per rischi e oneri		(11)	9
- altre attività e passività		(486)	(219)
Flusso di cassa del capitale di periodo		(202)	(199)
Variazione fondo per benefici ai dipendenti		(3)	3
Dividendi incassati		1	-
Interessi incassati		2	3
Interessi pagati		(38)	(25)
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati		(103)	(233)
Flusso di cassa netto da attività operativa		187	63
di cui verso parti correlate (1)	(N. 47)		167 929
Investimenti:
- attività materiali	(N. 12)	(92)	(145)
- attività immateriali	(N. 13)	(5)	(2)
- partecipazioni	(N. 14)	-	(9)
- crediti finanziari		-	(5)

- variazione debiti e crediti relativi all'attività di investimento		-	-
Flusso di cassa degli investimenti		(97)	(161)
Disinvestimenti:
- attività materiali		4	6
- imprese uscite dall'area di consolidamento e rami d'azienda		-	-
- partecipazioni		-	1
- crediti finanziari		27	7
Flusso di cassa dei disinvestimenti		31	14
Flusso di cassa netto da attività di investimento (2)		(66)	(147)
di cui verso parti correlate (1)	(N. 47)		3 -
Assunzione di debiti finanziari non correnti		3.172	(5)
Rimborsi di debiti finanziari non correnti		(3.204)	(7)
Incremento (decremento) di debiti finanziari correnti		(2.921)	50
		(2.953)	38
Apporti netti di capitale proprio da terzi		3.435	(2)
Dividendi pagati		-	-
Cessione di azioni proprie		-	-
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento		482	36
di cui verso parti correlate (1)	(N. 47)		(5.995) -
Effetto delle variazioni dell'area di consolidamento		-	-
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti		(13)	(33)

(1) Per il dettaglio "di cui verso parti correlate" si veda la nota 47 "Rapporti con parti correlate".

segue Rendiconto finanziario

(milioni di euro)	Nota	Primo semestre 2016	Primo semestre 2017
Flusso di cassa netto del periodo		590	(81)
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo	(N. 5)	1.066	1.892
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo	(N. 5)	1.656	1.811

(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 2016	Primo semestre 2017
Investimenti finanziari:
- crediti finanziari	-	(2)
Disinvestimenti finanziari:
- crediti finanziari	27	4
Flusso di cassa netto degli investimenti/disinvestimenti relativi all'attività finanziaria	27	2

Indice Note al bilancio consolidato semestrale abbreviato

Nota 1	Criteri di redazione	79
Nota 2	Stime contabili e giudizi significativi	80
Nota 3	Modifica dei criteri contabili	80
Nota 4	Area di consolidamento al 30 giugno 2017	82
Nota 5	Disponibilità liquide ed equivalenti	88
Nota 6	Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita	88
Nota 7	Crediti commerciali e altri crediti	89
Nota 8	Rimanenze	90
Nota 9	Attività per imposte sul reddito correnti	90
	Nota 10 Attività per altre imposte correnti	90
	Nota 11 Altre attività correnti	90
	Nota 12 Immobili, impianti e macchinari	91
	Nota 13 Attività immateriali	92
	Nota 14 Partecipazioni	93
	Nota 15 Attività per imposte anticipate	94
	Nota 16 Altre attività non correnti	95
	Nota 17 Passività finanziarie a breve termine	95
	Nota 18 Debiti commerciali e altri debiti	95
	Nota 19 Passività per imposte sul reddito correnti	96
	Nota 20 Passività per altre imposte correnti	96
	Nota 21 Altre passività correnti	96
	Nota 22 Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine	96
	Nota 23 Fondi per rischi e oneri	98
	Nota 24 Fondi per benefici ai dipendenti	98
	Nota 25 Passività per imposte differite	98
	Nota 26 Altre passività non correnti	99
	Nota 27 Strumenti finanziari derivati	99
	Nota 28 Capitale e riserve di terzi azionisti	100
	Nota 29 Patrimonio netto di Saipem	100
	Nota 30 Capitale sociale	101
	Nota 31 Riserva sopraprezzo delle azioni	101
	Nota 32 Altre riserve	101
	Nota 33 Riserva negativa per azioni proprie in portafoglio	101
	Nota 34 Garanzie, impegni e rischi	102
	Nota 35 Ricavi della gestione caratteristica	111
	Nota 36 Altri ricavi e proventi	112
	Nota 37 Acquisti, prestazione di servizi e costi diversi	112
	Nota 38 Costo del lavoro	112
	Nota 39 Ammortamenti e svalutazioni	114
	Nota 40 Altri proventi (oneri) operativi	114
	Nota 41 Proventi (oneri) finanziari	114
	Nota 42 Proventi (oneri) su partecipazioni	115
	Nota 43 Imposte sul reddito	115
	Nota 44 Utile di terzi azionisti	115
	Nota 45 Utile (perdita) per azione	115
	Nota 46 Informazioni per settore di attività, per area geografica e contratti di costruzione	116
	Nota 47 Rapporti con parti correlate	117
	Nota 48 Eventi e operazioni significativi e non ricorrenti	122
	Nota 49 Transazioni derivanti da operazioni atipiche e inusuali	122
	Nota 50 Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo	122
	Nota 51 Altre informazioni: Algeria	122
	Nota 52 Altre informazioni: verifica ispettiva Consob	122

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". Gli schemi di bilancio sono gli stessi adottati nella relazione finanziaria annuale.

Nel bilancio consolidato semestrale abbreviato sono applicati gli stessi principi di consolidamento e gli stessi criteri di valutazione illustrati in sede di redazione della relazione finanziaria annuale, cui si fa rinvio.

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 2017, approvato dal Consiglio di Amministrazione di Saipem nella riunione del 24 luglio 2017, 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 31.12.2016 Cambio	al 30.06.2017 Cambio	Cambio medio 2017
USA dollaro	1,0541	1,1412	1,0830
Regno Unito lira sterlina	0,85618	0,87933	0,86059
Algeria dinaro	116,379	123,026	118,537
Angola kwanza	175,757	189,278	179,757
Arabia Saudita riyal	3,95446	4,27974	4,06180
Argentina peso	16,7488	18,8851	17,0173
Australia dollaro	1,4596	1,4851	1,4364
Brasile real	3,4305	3,76	3,44
Canada dollaro	1,4188	1,4785	1,4453
Croazia kuna	7,5597	7,4103	7,44860
Egitto lira	19,2105	20,6441	19,44834
Ghana nuovo cedi	4,4073	4,97769	4,67072
India rupia	71,5935	73,7445	71,1760
Indonesia rupia	14.173,4	15.209,3	14.434,2
Kazakhstan tenge	351,524	367,422	345,254
Malesia ringgit	4,7287	4,8986	4,75108
Nigeria naira	332,305	351,601	335,237
Norvegia corona	9,0863	9,5713	9,1785
Perù new sol	3,5402	3,70976	3,54834
Qatar riyal	3,83692	4,15397	3,94220
Romania nuovo leu	4,539	4,5523	4,53704
Russia rublo	64,3	67,5449	62,8057
Singapore dollaro	1,5234	1,571	1,5208
Svizzera franco	1,0739	1,093	1,0766

Stime contabili e giudizi significativi 2

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 2016.

Modifica dei criteri contabili 3

Non vi sono state modifiche nei criteri contabili. Le modifiche ai principi contabili e le interpretazioni emesse dallo IASB/IFRIC con decorrenza 1° gennaio 2017, per le quali si rinvia a quanto riportato nella sezione della Relazione finanziaria annuale 2016 "Principi contabili di recente emanazione" (IAS 12 "Recognition of Deferred Tax Assets for Unrealised Losses", IAS 7 "Disclosure Initiative" e modifiche all'IFRS 12 "Disclosure of interest in other entity" contenute nel documento "Annual Improvements to IFRS Standards 2014- 2016 Cycle"), non sono state ancora omologate dalla Commissione Europea.

Principi contabili di recente emanazione

Con riferimento alla descrizione dei principi contabili di recente emanazione, oltre a quanto indicato nell'ultima Relazione finanziaria annuale 2016, a cui si rinvia, si segnala quanto segue.

In data 18 maggio 2017, lo IASB ha emesso l'IFRS 17 "Insurance Contracts" (di seguito IFRS 17), che definisce il trattamento contabile dei contratti assicurativi emessi e dei contratti di riassicurazione posseduti. Le disposizioni dell'IFRS 17, che superano quelle attualmente previste dall'IFRS 4 "Contratti assicurativi", sono efficaci a partire dagli esercizi aventi inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2021.

In data 7 giugno 2017 lo IASB ha emesso l'IFRIC 23 "Uncertainity over income tax treatments", che fornisce chiarimenti in merito a diverse tematiche di carattere generale (quali la determinazione di utili/perdite fiscali, imponibili fiscali, crediti e perdite fiscali inutilizzate, aliquote fiscali applicabili) o specifico (ad esempio quando il riconoscimento di un credito d'imposta corrente è appropriato se la legislazione fiscale richiede di effettuare un pagamento immediato relativamente a un ammontare oggetto di controversia) in circostanze nelle quali vi è incertezza sul trattamento fiscale in applicazione dello IAS 12. L'IFRIC 23 sarà efficace a partire dagli esercizi aventi inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2019.

Allo stato Saipem sta analizzando i documenti emessi e valutando gli eventuali impatti sul bilancio derivanti dalla loro futura adozione.

Per quanto riguarda l'IFRS 15 "Ricavi provenienti da contratti con i clienti", che con decorrenza 1° gennaio 2018 sostituirà gli attuali IAS 11 "Lavori su ordinazione" e IAS 18 "Ricavi", nel corso del primo semestre del 2017 è proseguita l'attività avviata nel 2016 volta a individuare le fattispecie considerate potenzialmente critiche in relazione alle diverse tipologie contrattuali, valutare i potenziali impatti sul bilancio e sull'informativa finanziaria.

In particolare, si ritiene che il nuovo principio avrà effetto: (i) sulle modalità e tempistiche di riconoscimento delle varianti contrattuali e (ii) sul riconoscimento di alcuni costi in precedenza imputati tra i costi di progetto per i quali il nuovo principio richiede la capitalizzazione.

In merito all'IFRS 9 "Strumenti finanziari", che con decorrenza 1° gennaio 2018 sostituirà l'attuale IAS 39 "Strumenti finanziari, rilevazione e valutazione", nel corso del primo semestre del 2017 è proseguito il progetto avviato nel 2016 per valutare i potenziali impatti derivanti dall'applicazione del nuovo standard e definire l'informativa da produrre nelle note illustrative al bilancio con riferimento agli ambiti di aggiornamento previsti. In particolare, con riferimento all'impairment delle attività finanziarie sulla base delle perdite attese, è proseguita l'analisi del modello interno per la valutazione dell'esposizione al rischio di insolvenza delle controparti commerciali, la loro capacità di recupero/probabilità di default e i conseguenti possibili impatti sul bilancio, nonché l'individuazione di possibili strumenti di mitigazione del rischio di credito da porre in essere.

In particolare per quanto riguarda il nuovo IFRS 16 "Leases", nel corso del primo semestre del 2017 è proseguita l'attività di analisi avviata nel 2016 volta a individuare le potenziali criticità sui contratti in ambito, valutare i potenziali impatti sul bilancio e verificare gli eventuali adeguamenti dei sistemi di supporto all'informativa finanziaria. L'applicazione di tale nuovo principio comporterà infatti impatti significativi sulla posizione finanziaria netta del Gruppo Saipem e il riconoscimento tra le immobilizzazioni dei diritti d'uso acquisiti.

Area di consolidamento al 30 giugno 2017 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 0,70 Soci terzi 56,21 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.
Snamprogetti Chiyoda 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.
Snamprogetti Chiyoda 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	9.494.210	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.
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	1.842.229.045	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	152.778.100	Saipem International BV Saipem Asia Sdn Bhd	68,55 31,45	100,00	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.

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	90.050.000	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 (Nigeria) Ltd	Lagos (Nigeria)	NGN	827.000.000	Saipem International BV Soci terzi	97,94 2,06	97,94	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 Prep SA	Panama (Panama)	USD	500	Saipem SA	100,00	100,00	C.I.
Saipem do Brasil Serviçõs de Petroleo Ltda	Rio de Janeiro (Brasile)	BRL	1.850.796.299	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem Drilling Co Private Ltd	Chennai (India)	INR	50.273.400	Saipem SA	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 Soci terzi	51,00 49,00	51,00	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	407.000.000	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	30.191.794	Snamprogetti Netherlands BV Saipem International BV	99,00 1,00	100,00	C.I.
Saipem SA	Montigny le Bretonneux (Francia)	EUR	481.337.452	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	28.890.000	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	Co.
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	Sydney (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.
(***) Società non operativa nell'esercizio.

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

02 Pearl Snc	Montigny le Bretonneux (Francia)	EUR	1.000	Saipem SA Soci terzi	50,00 50,00	50,00	P.N.
CCS LNG Mozambique Lda (***)	Maputo (Mozambico)	MZN	150.000	Saipem International BV Soci terzi	33,33 66,67	33,33	P.N.
CCS Netherlands BV (***)	Amsterdam (Paesi Bassi)	EUR	300.000	Saipem International BV Soci terzi	33,33 66,67	33,33	P.N.
Charville - Consultores e Serviços Lda	Funchal (Portogallo)	EUR	5.000	Saipem International BV Soci terzi	50,00 50,00	50,00	P.N.
CMS&A Wll	Doha (Qatar)	QAR	500.000	Snamprogetti Netherlands BV Soci terzi	20,00 80,00	50,00	P.N.
CSFLNG Netherlands BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	EUR	600.000	Saipem SA Soci terzi	50,00 50,00	50,00	P.N.
Hazira Cryogenic Engineering & Construction Management Private Ltd	Mumbai (India)	INR	500.000	Saipem SA Soci terzi	55,00 45,00	55,00	P.N.
KWANDA Suporte Logistico Lda	Luanda (Angola)	AOA	25.510.204	Saipem SA Soci terzi	40,00 60,00	40,00	P.N.
Mangrove Gas Netherlands BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	EUR	2.000.000	Saipem International BV Soci terzi	50,00 50,00	50,00	P.N.
Petromar Lda	Luanda (Angola)	USD	357.143	Saipem SA Soci terzi	70,00 30,00	70,00	P.N.
Sabella SAS	Quimper (Francia)	EUR	8.596.830	Sofresid Engineering SA Soci terzi	13,50 86,50	13,50	P.N.
Saipar Drilling Co BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	EUR	20.000	Saipem International BV Soci terzi	50,00 50,00	50,00	P.N.
Saipem Dangote E&C Ltd (***)	Victoria Island - Lagos (Nigeria)	NGN	100.000.000	Saipem International BV Soci terzi	49,00 51,00	49,00	P.N.
Saipem Taqa Al Rushaid Fabricators Co Ltd	Dammam (Arabia Saudita)	SAR	40.000.000	Saipem International BV Soci terzi	40,00 60,00	40,00	P.N.
Saipon Snc	Montigny le Bretonneux (Francia)	EUR	20.000	Saipem SA Soci terzi	60,00 40,00	60,00	W.I.
Sairus Llc	Krasnodar (Russia)	RUB	83.603.800	Saipem International BV Soci terzi	50,00 50,00	50,00	P.N.

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

(***) 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	Soci terzi	Saipem SA	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	Soci terzi	Saipem SA	50,00 50,00	50,00	P.N.
Sud-Soyo Urban Development Lda (***)	Soyo (Angola)	AOA	20.000.000	Soci terzi	Saipem SA	49,00 51,00	49,00	P.N.
Tecnoprojecto Internacional Projectos e Realizações Industriais SA	Porto Salvo - Concelho de Oeiras (Portogallo)	EUR	700.000	Soci terzi	Saipem SA	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	Soci terzi	Saipem SA	33,33 66,67	33,33	P.N.
TSGI Mühendislik I· ns¸aat Ltd S¸irketi	Istanbul (Turchia)	TRY	108.600.000	Soci terzi	Saipem Ingenieria Y Construcciones SLU	33,31 66,69	33,33	P.N.
TSKJ II - Construções Internacionais, Sociedade Unipessoal, Lda	Funchal (Portogallo)	EUR	5.000		TSKJ - Servições de Engenharia Lda	100,00	25,00	P.N.
TSKJ - Nigeria Ltd	Lagos (Nigeria)	NGN	50.000.000		TSKJ II - Construções Internacionais, Sociedade Unipessoal, Lda	100,00	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 100 di cui: 59 consolidate con il metodo integrale, 2 consolidate con il metodo del working interest, 35 valutate con il metodo del patrimonio netto e 4 valutate al costo. Al 30 giugno 2017 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)		-	5	5	7	27		34
Valutate con il criterio del patrimonio netto		-	3	3	5	27		32
Valutate con il criterio del costo		-	2	2	2	-		2
Totale imprese		5	59	64	8	28		36
(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)	-	5	5	7	27	34
Valutate con il criterio del patrimonio netto	-	3	3	5	27	32
Valutate con il criterio del costo	-	2	2	2	-	2
Totale imprese	5	59	64	8	28	36

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

Variazioni dell'area di consolidamento

Nel corso dei primi sei mesi del 2017 non sono intervenute variazioni significative nell'area di consolidamento del Gruppo rispetto alla relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2016. Le variazioni intervenute sono esposte nel seguito in ordine di accadimento.

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

la società Snamprogetti Lummus Gas Ltd, precedentemente consolidata con il metodo integrale, è stata valutata con il criterio del costo a causa della non operatività;
la società Modena Scarl, precedentemente valutata con il metodo del patrimonio netto, è stata cancellata dal Registro delle Imprese;
la società CSC Japan Godo Kaisha, precedentemente valutata con il metodo del patrimonio netto, è stata cancellata dal Registro delle Imprese;
la società Saidel Ltd, precedentemente valutata con il metodo del patrimonio netto, è stata ceduta a terzi.
la società Saipem Ukraine Llc, precedentemente consolidata con il metodo integrale e dal 1° gennaio 2017 valutata con il criterio del costo, è stata cancellata dal Registro delle Imprese;
è stata costituita la società Saipem Drilling Llc con sede in Russia, consolidata con il metodo integrale;
la società CFSW LNG Constructors GP Inc, precedentemente valutata con il metodo del patrimonio netto, è stata cancellata dal Registro delle Imprese.

Cambiamenti di ragione sociale o spostamenti da partecipata senza effetti sul consolidato:

la società Snamprogetti Romania Srl, consolidata con il metodo integrale, ha cambiato la denominazione sociale in Saipem Romania Srl;
la società TSGI Mühendislik I˚ns¸aat Ltd S¸irketi, a seguito dell'aumento di capitale, risulta così detenuta: per il 33,31% partecipata da Saipem Ingenieria Y Construcciones SLU e per il 66,69% partecipata da terzi.

Variazioni valuta funzionale:

la società Professional Training Center Llc ha modificato la propria moneta funzionale da dollaro USA a tenge Kazakhstan a partire dal 1° gennaio 2017;
la società Saipem Contracting (Nigeria) Ltd ha modificato la propria moneta funzionale da naira nigeriana a dollaro USA a partire dal 1° gennaio 2017.

Attività correnti

Disponibilità liquide ed equivalenti 5

Le disponibilità liquide ed equivalenti di 1.811 milioni di euro diminuiscono di 81 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2016 (1.892 milioni di euro).

Le disponibilità liquide di fine periodo, denominate in euro per il 73%, in dollari USA per il 7% e in altre valute per il 20%, hanno trovato remunerazione a un tasso medio dello 0,323%. La voce include denaro e valori in cassa per 2 milioni di euro (stesso ammontare al 31 dicembre 2016).

Le disponibilità presso due conti correnti della controllata Saipem Contracting Algérie SpA (per un totale di 78 milioni di euro equivalenti al 30 giugno 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. Rispetto alla situazione al 31 dicembre 2016 (83 milioni di euro equivalenti), la variazione in diminuzione di 5 milioni di euro nell'importo bloccato è dovuta a differenze cambio (per ulteriori dettagli si rimanda alla sezione "Contenziosi - Algeria - Il procedimento in Algeria", nonché alla nota 51 "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 8 milioni di euro equivalenti.

Le disponibilità esistenti al 30 giugno 2017 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):

31.12.2016 (milioni di euro)	30.06.2017
Italia 639	1.235
Resto d'Europa 227	142
CSI 554	21
Medio Oriente 281	195
Estremo Oriente 57	62
Africa Settentrionale 85	80
Africa Occidentale e Resto Africa 5	40
Americhe 44	36
Totale 1.892	1.811

Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita 6

Le altre attività negoziabili o disponibili per la vendita, pari a 55 milioni di euro (invariate rispetto al 31 dicembre 2016), si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2016	30.06.2017
Titoli non strumentali all'attività operativa
Titoli quotati emessi da Stati sovrani/enti sovranazionali	26	26
Titoli quotati emessi da imprese industriali	29	29
Totale	55	55

I titoli quotati emessi da Stati sovrani/enti sovranazionali al 30 giugno 2017 di 26 milioni di euro si analizzano come segue:

nominale Valore	Fair value	di rendimento nominale (%) Tasso	di scadenza Anno	Standard & Poor's Classe di rating

3	3	2,50	2020	AA
4	5	5,00	2020	A+
2	2	3,75	2018	BBB+
7	8	3,75-4,00	2023	BBB+
7	8	1,375-2,50	2019-2020	AAA/A
23	26

I titoli quotati emessi da imprese industriali al 30 giugno 2017 di 29 milioni di euro si analizzano come segue:

Il fair value dei titoli disponibili per la vendita è determinato sulla base dei prezzi di mercato. La gerarchia del fair value è di livello 1.

Crediti commerciali e altri crediti 7

I crediti commerciali e altri crediti di 2.640 milioni di euro (3.020 milioni di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

31.12.2016 (milioni di euro)	30.06.2017
Crediti commerciali 2.613	2.263
Crediti finanziari strumentali all'attività operativa 3	3
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa 3	1
Acconti per servizi 247	230
Altri crediti 154	143
Totale 3.020	2.640

I crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione di 595 milioni di euro.

	31.12.2016	Accantonamenti		da conversione Differenze di cambio	Altre variazioni	30.06.2017
(milioni di euro)			Utilizzi
Crediti commerciali	636	1	(9)	(42)	2	588
Altri crediti	6	-	-	-	-	6
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	1	-	-	-	-	1
Totale	643	1	(9)	(42)	2	595
Al 30 giugno 2017 sono state poste in essere operazioni di cessione pro-soluto senza notifica di crediti commerciali, anche non scaduti, per un importo di 79 milioni di euro (100 milioni di euro al 31 dicembre 2016). 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 lavori in corso su ordinazione per 292 milioni di euro (331 milioni di eu ro al 31 dicembre 2016), di cui 109 milioni di euro scadenti entro 12 mesi e 183 milioni di euro scadenti oltre 12 mesi. I crediti finanziari strumentali all'attività operativa di 3 milioni di euro (invariati rispetto al 31 dicembre 2016) si riferiscono princi palmente ai crediti vantati da Saipem SpA verso Serfactoring SpA. Gli altri crediti di 143 milioni di euro si analizzano come segue:
(milioni di euro)				31.12.2016		30.06.2017
Crediti verso:
- compagnie di assicurazione					9	-
- personale					26	30
Depositi cauzionali					10	10
Altri crediti					109	103
Totale					154	143
I crediti commerciali e gli altri crediti verso parti correlate sono dettagliati alla nota 47 "Rapporti con parti correlate". La valutazione al fair value dei crediti commerciali e altri crediti non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tem po intercorrente tra il sorgere del credito e la sua scadenza. Per il dettaglio degli importi relativi ai progetti realizzati in Algeria si faccia riferimento alla nota 51 "Altre informazioni: Algeria".

(milioni di euro)	31.12.2016	30.06.2017
Crediti verso:
- compagnie di assicurazione	9	-
- personale	26	30
Depositi cauzionali	10	10
Altri crediti	109	103
Totale	154	143

Rimanenze 8

Le rimanenze di 2.099 milioni di euro (2.242 milioni di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2016	30.06.2017
Materie prime, sussidiarie e di consumo	394	361
Lavori in corso su ordinazione	1.848	1.738
Totale	2.242	2.099

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 140 milioni di euro. A causa delle mutate prospettive di utilizzo della piattaforma semisommergibile Scarabeo 5 è stato svalutato il relativo magazzino per 12 milioni di euro.

(milioni di euro)	31.12.2016	Accantonamenti	Utilizzi	Altre variazioni	30.06.2017
Fondo svalutazioni rimanenze materie prime, sussidiarie e di consumo	143	20	(19)	(4)	140
Totale	143	20	(19)	(4)	140

La voce "Lavori in corso su ordinazione" 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 dei lavori in corso su ordinazione diminuisce per effetto del riconoscimento delle milestone da parte dei committenti, della fatturazione e del relativo incasso.

Le informazioni sui contratti di costruzione, contabilizzati in accordo allo IAS 11, sono riportate alla nota 46 "Informazioni per settore di attività, per area geografica e contratti di costruzione".

Per il dettaglio degli importi relativi ai progetti realizzati in Algeria si faccia riferimento alla nota 51 "Altre informazioni: Algeria".

Attività per imposte sul reddito correnti 9

Le attività per imposte sul reddito correnti di 202 milioni di euro (192 milioni di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2016	30.06.2017
Amministrazione finanziaria italiana	52	53
Amministrazioni finanziarie estere	140	149
Totale	192	202

Attività per altre imposte correnti 10

Le attività per altre imposte correnti di 258 milioni di euro (241 milioni di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2016	30.06.2017
Amministrazione finanziaria italiana	16	41
Amministrazioni finanziarie estere	225	217
Totale	241	258

Altre attività correnti 11

Le altre attività correnti di 198 milioni di euro (144 milioni di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2016	30.06.2017
Fair value su strumenti finanziari derivati	30	86
Altre attività	114	112
Totale	144	198

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota 27 "Strumenti finanziari derivati".

Le altre attività al 30 giugno 2017 ammontano a 112 milioni di euro, con un decremento di 2 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2016, e sono costituite principalmente da costi non di competenza del periodo.

Le altre attività verso parti correlate sono dettagliate alla nota 47 "Rapporti con parti correlate".

Attività non correnti

Immobili, impianti e macchinari 12

Gli immobili, impianti e macchinari di 4.902 milioni di euro (5.192 milioni di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

(milioni di euro)
Immobili, impianti e macchinari	13.860	8.668	5.192	145	(345)	(8)	(82)	-	4.902 13.576	8.674
Totale	13.860	8.668	5.192	145	(345)	(8)	(82)	-	4.902 13.576	8.674

Gli investimenti tecnici effettuati nel corso del primo semestre del 2017 ammontano a 145 milioni di euro (92 milioni di euro nel primo semestre 2016) e hanno principalmente riguardato:

per l'Engineering & Construction Offshore 40 milioni di euro: interventi di mantenimento e upgrading di mezzi esistenti;
per l'Engineering & Construction Onshore 1 milione di euro: acquisto di attrezzature;
per il Drilling Offshore 63 milioni di euro: lavori di classe della piattaforma semisommergibile Scarabeo 9 e del mezzo di perforazione autosollevante Perro Negro 4, oltre a interventi di manutenzione e upgrading sugli altri mezzi;
per il Drilling Onshore 41 milioni di euro: upgrading di impianti destinati a operare in Kuwait e in Arabia Saudita, nell'ambito di contratti già in portafoglio, nonché interventi 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 operanti in aree diverse dall'euro sono negative per 82 milioni 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 2017 garanzie reali.

Il totale degli impegni su investimenti in corso di esecuzione alla data del 30 giugno 2017 è indicato nel paragrafo "Gestione dei rischi d'impresa" della "Relazione intermedia sulla gestione".

Gli immobili, impianti e macchinari comprendono beni condotti in locazione finanziaria per 29 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 causa delle mutate prospettive di utilizzo negli anni successivi la piattaforma semisommergibile Scarabeo 5 è stata completamente svalutata per un importo pari a 32 milioni di euro.

Impairment

Nel rivedere i propri 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 2017 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, e tenendo conto del perdurare di un contesto di mercato caratterizzato da bassi prezzi del petrolio e grande volatilità, è stato effettuato un test di impairment per tutte le singole cash generating unit. In particolare, le 14 cash generating unit su cui si è effettuato il test di impairment sono rappresentate da una unità di floating production (leased FPSO), dal settore E&C Offshore, dalla divisione E&C Onshore depurata della leased FPSO, dalla divisione Drilling Onshore e dai singoli mezzi del Drilling Offshore (10 distinti offshore rig).

Il Piano Strategico 2017-2020, approvato dal Consiglio di Amministrazione nel mese di ottobre 2016, costituisce la base per la stima del valore recuperabile delle singole cash generating unit, tenendo conto dell'ultimo aggiornamento disponibile sui risultati attesi per il 2017 e dell'impatto nei successivi anni di piano di specifiche rinegoziazioni di alcuni contratti, nonché degli effetti attesi dalla maggior competizione riscontrata rispetto a quanto precedentemente previsto nel mercato del Drilling Offshore. In particolare, per le CGU Drilling Offshore le proiezioni di piano e i relativi cash flow sono stati aggiornati per riflettere la riduzione delle tariffe di perforazione e il calo programmato dei costi operativi e degli investimenti.

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, rappresentato dal maggiore tra il valore d'uso e il fair value, al netto degli oneri di dismissione. Considerata la natura delle attività Saipem, il calcolo del valore recuperabile delle cash generating unit è determinato sulla base del valore d'uso ottenuto attualizzando i flussi di cassa futuri generati da ciascuna delle cash generating unit.

I flussi di cassa prospettici sono determinati sulla base delle migliori informazioni disponibili 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 2017- 2020, riviste per tener conto delle nuove proiezioni relative ai mezzi di perforazione mare e, per le altre CGU, per tener conto delle informazioni di secondo forecast e del consuntivo al 30 giugno 2017. 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 Onshore, Drilling Onshore ed E&C Offshore 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 nullo in termini reali; (b) per la cash generating unit Leased FPSO Vitoria e per i rig di perforazione mare, sulla base della vita economico-tecnica residua dei singoli asset, considerando oltre l'orizzonte di piano: (i) le rate di noleggio attese dal management per i singoli mezzi; (ii) i giorni di utilizzo "normalizzati" (per tener conto delle fer- Valore lordo al 31.12.2016 Fondo ammortamento e svalutazione al 31.12.2016 Valore netto al 31.12.2016 Investimenti Ammortamenti e svalutazioni Dismissioni Differenze cambio Altre variazioni Saldo finale netto al 30.06.2017 Saldo finale lordo al 30.06.2017 Fondo ammortamento e svalutazione al 30.06.2017 mate degli impianti per manutenzione, etc.); (iii) i costi operativi sulla base dei valori dell'ultimo anno di piano inflazionati; (iv) gli investimenti per manutenzioni cicliche e sostituzioni normalizzati.

Il valore d'uso è determinato attualizzando i flussi di cassa al netto delle imposte con un tasso di sconto pari al 7,8% (in aumento di 0,6 punti percentuali rispetto al 2016 per effetto dell'incremento dei tassi di interesse risk free nel primo semestre del 2017). Tale tasso di sconto (WACC) riflette l'apprezzamento da parte del mercato del valore finanziario del tempo, nonché dei rischi specifici dell'attività di Saipem, non riflessi nelle stime dei flussi di cassa, ed è stato stimato tenendo conto: (i) di un costo del debito coerente con quello stimato nel quadriennio di Piano; (ii) del leverage medio di Saipem lungo il periodo di Piano; (iii) del beta del titolo Saipem. 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 dell'attività, nonché delle aspettative di crescita a lungo termine nei business.

Il test di impairment ha determinato la necessità di ridurre il valore di iscrizione di 2 offshore rig e di una nave FPSO per un valore complessivo pari a 53 milioni di euro.

Pertanto al 30 giugno 2017 il Gruppo ha rilevato riduzioni del valore complessive per un totale di 97 milioni di euro, con un impatto di 22 milioni di euro sulla divisione E&C Onshore e di 75 milioni di euro sulla divisione Drilling Offshore.

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 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 141 milioni di euro;
decrementi del tasso di attualizzazione dell'1% determinerebbero una riduzione delle svalutazioni pari a 35 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 52 milioni di euro; e
decrementi delle rate giornaliere di lungo termine del 10%, rispetto alle rate ipotizzate nei piani, determinerebbero un aumento delle svalutazioni pari a 327 milioni di euro.

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 9% 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 di cassa dell'1,4%.

Inoltre l'eccedenza del valore recuperabile, rispetto al valore del capitale investito netto riferito alla CGU Drilling Onshore, non cambia sostanzialmente in caso di azzeramento dei flussi da capitale circolante.

Attività immateriali 13

Le attività immateriali di 753 milioni di euro (755 milioni di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	al 31.12.2016 Valore lordo	Fondo ammortamento e svalutazione al 31.12.2016	al 31.12.2016 Valore netto	Investimenti	Ammortamenti e svalutazioni	Dismissioni	Differenze cambio	Altre variazioni	Saldo finale netto al 30.06.2017	Saldo finale lordo al 30.06.2017	Fondo ammortamento e svalutazione al 30.06.2017
Attività immateriali a vita utile definita	215	188	27	2	(4)	-	1	-	26	217	191
Altre attività immateriali a vita utile indefinita	728	-	728	-	-	-	(1)	-	727	727	-
Totale	943	188	755	2	(4)	-	-	-	753	944	191
Ai fini della determinazione del valore recuperabile, il goodwill è stato allocato nelle seguenti cash generating unit: (milioni di euro)											30.06.2017
E&C Offshore											415
E&C Onshore											312
Totale											727
La variazione del goodwill allocato alla cash generating unit Engineering & Construction Onshore è relativa al goodwill del Gruppo Moss Maritime per effetto della variazione del tasso di cambio. Il valore recuperabile delle due cash generating unit in oggetto, a cui è stato allocato il goodwill, è determinato sulla base del va lore d'uso ottenuto attualizzando i flussi di cassa futuri generati da ciascuna delle cash generating unit in esame.

(milioni di euro)	30.06.2017
E&C Offshore	415
E&C Onshore	312
Totale	727

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 12 "Immobili, impianti e macchinari".

La tabella seguente riporta le eccedenze del valore recuperabile delle cash generating unit Engineering & Construction Offshore ed Engineering & Construction Onshore rispetto ai corrispondenti valori di libro comprensivi del goodwill a esse riferito.

(milioni di euro)	Offshore	Onshore	Totale
Goodwill	415	312	727
Eccedenza del valore recuperabile sul valore di libro	614	164	778

Le assunzioni più rilevanti ai fini della stima del valore recuperabile riguardano principalmente il risultato operativo della cash generating unit (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).

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 22% del risultato operativo;
l'utilizzo di un tasso di attualizzazione del 9,3%;
l'utilizzo di un tasso di crescita terminale dei flussi di cassa dello 0,2%.

Inoltre l'eccedenza del valore recuperabile rispetto al valore del capitale investito netto riferito alla CGU Engineering & Construction Offshore resta positiva anche azzerando i flussi da capitale circolante.

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

una riduzione del 28% del risultato operativo;
l'utilizzo di un tasso di attualizzazione del 9,7%;
l'utilizzo di un tasso di crescita terminale dei flussi nullo.

Inoltre l'eccedenza del valore recuperabile rispetto al valore del capitale investito netto riferito alla CGU Engineering & Construction Onshore aumenterebbe nel caso si azzerassero i flussi da capitale circolante.

Partecipazioni 14

Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto di 149 milioni di euro (148 milioni di euro al 31 dicembre 2016) 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
31.12.2016
Partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate	135	-	(3)	26	(7)	(4)	-	2	(1)	-	148	-
Totale	135	-	(3)	26	(7)	(4)	-	2	(1)	-	148	-
30.06.2017
Partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate	148	9	(1)	10	(8)	-	-	(9)	-	-	149	-
Totale	148	9	(1)	10	(8)	-	-	(9)	-	-	149	-
Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto sono dettagliate nella nota 4 "Area di consolidamento al 30 giugno 2017". Le acquisizioni e sottoscrizioni di 9 milioni di euro riguardano la sottoscrizione, a seguito dell'aumento di capitale, della società TSGI Mühendislik I˚ns¸aat Ltd S¸irketi. I proventi da valutazione con il metodo del patrimonio netto, pari a 10 milioni di euro, riguardano per 6 milioni di euro il risultato di periodo delle imprese joint venture e per 4 milioni di euro il risultato di periodo delle imprese collegate. Gli oneri da valutazione con il metodo del patrimonio netto di 8 milioni di euro riguardano principalmente il risultato di periodo del

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 31.12.2016 Valore netto	al 30.06.2017 Valore netto
Rosetti Marino SpA	20,00	31	32
Petromar Lda	70,00	52	53
Altre		65	64
Totale partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto		148	149

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 2 milioni di euro (2 milioni di euro al 31 dicembre 2016).

Altre partecipazioni

Le altre partecipazioni sono pari a 1 milione di euro (come al 31 dicembre 2016) 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 15

Le attività per imposte anticipate di 289 milioni di euro (302 milioni di euro al 31 dicembre 2016) sono indicate al netto delle passività per imposte differite compensabili.

(milioni di euro)	31.12.2016	Accantonamenti (Utilizzi)	da conversione Differenze di cambio	Altre variazioni	30.06.2017

Attività per imposte anticipate	302	10	(6)	(17)	289
Totale	302	10	(6)	(17)	289

La voce "Altre variazioni", negativa per 17 milioni di euro, comprende: (i) la compensazione a livello di singola impresa delle imposte anticipate con le passività per imposte differite (positiva per 6 milioni di euro); (ii) la rilevazione (negativa per 24 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)	31.12.2016	30.06.2017
Passività per imposte differite	(233)	(202)
Attività per imposte anticipate compensabili	174	168
Passività nette per imposte differite	(59)	(34)
Attività per imposte anticipate non compensabili	302	289
Attività (passività) nette per imposte anticipate	243	255

Perdite fiscali

Le perdite fiscali ammontano a 3.057 milioni di euro (3.021 milioni di euro al 31 dicembre 2016) con una parte rilevante riportabile a nuovo illimitatamente. Il recupero fiscale corrisponde all'aliquota del 24% per le società italiane e a un'aliquota media del 27,9% per le società estere.

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

(milioni di euro)	Italia	Estero
2017	-	90
2018	-	59
2019	-	37
2020	-	16
2021	-	24
Oltre 2021	-	845
Illimitatamente	364	1.622
Totale	364	2.693

Le imposte sono indicate alla nota 43 "Imposte sul reddito".

Altre attività non correnti 16

Le altre attività non correnti di 102 milioni di euro (102 milioni di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2016	30.06.2017
Fair value su strumenti finanziari derivati	2	2
Altri crediti	16	15
Altre attività non correnti	84	85
Totale	102	102

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota 27 "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 47 "Rapporti con parti correlate".

Passività correnti

Passività finanziarie a breve termine 17

Le passività finanziarie a breve termine di 134 milioni di euro (152 milioni di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2016	30.06.2017
Banche	144	119
Altri finanziatori	8	15
Totale	152	134

Le passività finanziarie a breve termine diminuiscono di 18 milioni di euro. Le quote a breve di passività finanziarie a lungo termine di 247 milioni di euro (54 milioni di euro al 31 dicembre 2016) sono commentate alla nota 22 "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)
			31.12.2016			30.06.2017
			Tasso %				Tasso %
Società erogante	Valuta	Importo	da	a	Importo	da	a
Terzi	Euro	51	0,00	0,50	52	0,00	0,32
Terzi	Dollaro USA	1	0,00	0,00	5	0,00	0,00
Terzi	Altre	100	variabile		77		variabile
Totale		152			134

Al 30 giugno 2017 Saipem dispone di linee di credito non utilizzate per 2.263 milioni di euro (1.650 milioni di euro al 31 dicembre 2016). Le commissioni di mancato utilizzo non sono significative.

Le passività finanziarie a breve termine verso parti correlate sono dettagliate alla nota 47 "Rapporti con parti correlate".

Debiti commerciali e altri debiti 18

I debiti commerciali e altri debiti di 4.361 milioni di euro (4.860 milioni di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2016	30.06.2017
Debiti commerciali	2.770	2.394
Acconti e anticipi	1.787	1.592
Altri debiti	303	375
Totale	4.860	4.361

I debiti commerciali di 2.394 milioni di euro diminuiscono di 376 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2016.

Gli acconti e anticipi di 1.592 milioni di euro (1.787 milioni di euro al 31 dicembre 2016) 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 1.007 milioni di euro (1.051 milioni di euro al 31 dicembre 2016) e altri anticipi ricevuti dalla Capogruppo e da alcune controllate estere a fronte di contratti in corso di esecuzione per 585 milioni di euro (736 milioni di euro al 31 dicembre 2016).

I debiti commerciali e gli altri debiti verso parti correlate sono dettagliati alla nota 47 "Rapporti con parti correlate".

Gli altri debiti di 375 milioni di euro si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2016	30.06.2017
Debiti verso:
- personale	150	178
- istituti di previdenza e di sicurezza sociale	63	44
- compagnie di assicurazione	4	3
- consulenti e professionisti	4	3
- amministratori e sindaci	1	-
Altri debiti	81	147
Totale	303	375

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.

Per il dettaglio degli importi relativi ai progetti realizzati in Algeria si faccia riferimento alla nota 51 "Altre informazioni: Algeria".

Passività per imposte sul reddito correnti 19

Le passività per imposte sul reddito correnti di 84 milioni di euro (96 milioni di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

31.12.2016 (milioni di euro)		30.06.2017
Amministrazione finanziaria italiana	-	16
Amministrazioni finanziarie estere 96		68
Totale 96		84

Passività per altre imposte correnti 20

Le passività per altre imposte correnti di 215 milioni di euro (265 milioni di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2016	30.06.2017
Amministrazione finanziaria italiana	13	-
Amministrazioni finanziarie estere	252	215
Totale	265	215

Altre passività correnti 21

Le altre passività correnti di 74 milioni di euro (244 milioni di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2016	30.06.2017
Fair value su strumenti finanziari derivati	197	27
Altre passività	47	47
Totale	244	74

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota 27 "Strumenti finanziari derivati".

Le altre passività ammontano a 47 milioni di euro (47 milioni di euro al 31 dicembre 2016).

Le altre passività verso parti correlate sono dettagliate alla nota 47 "Rapporti con parti correlate".

Passività non correnti

Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine 22

Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve di passività a lungo termine, di 3.237 milioni di euro (3.248 milioni di euro al 31 dicembre 2016), si analizzano come segue:

		31.12.2016		30.06.2017
(milioni di euro)	Quote a breve termine	Quote a lungo termine	Totale	Quote a breve termine	Quote a lungo termine	Totale
Banche	35	2.193	2.228	216	1.495	1.711
Obbligazioni ordinarie	9	993	1.002	21	1.492	1.513
Altri finanziatori	10	8	18	10	3	13
Totale	54	3.194	3.248	247	2.990	3.237

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

(milioni di euro)

Banche	2018-2027	196	747	399	47	106	1.495
Obbligazioni ordinarie	2021-2023	-	-	-	497	995	1.492
Altri finanziatori	2018	3	-	-	-	-	3
Totale		199	747	399	544	1.101	2.990

(milioni di euro)
			31.12.2016				30.06.2017
				Tasso %				Tasso %
Società erogante	Valuta	Scadenze	Importo	da	a	Importo	da	a
Terzi	Euro	2017-2025	3.246	1,31	4,10	3.237	0,90	4,10
Terzi	Real brasiliano	2017	2	13,50	13,50	-	-	-
Totale			3.248			3.237

2016 (%)		2017
Euro 0,00-3,22		0,00-3,65
Dollaro USA	-	-

	Scadenza
Tipo		2018	2019	2020	2021	Oltre	Totale
Banche	2018-2027	196	747	399	47	106	1.495
Obbligazioni ordinarie	2021-2023	-	-	-	497	995	1.492
Altri finanziatori	2018	3	-	-	-	-	3
Totale		199	747	399	544	1.101	2.990
Le passività finanziarie a lungo termine di 2.990 milioni di euro diminuiscono di 204 milioni di euro rispetto al valore al 31 dicem bre 2016 (3.194 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)
				31.12.2016		30.06.2017
Società erogante	Valuta	Scadenze	Importo	da	Tasso % a	Importo	Tasso % da a
Terzi	Euro	2017-2025	3.246	1,31	4,10	3.237	0,90 4,10
Terzi	Real brasiliano		2017 2	13,50	13,50	-	- -
Totale			3.248			3.237
di euro (3.318 milioni di euro al 31 dicembre 2016) 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: (%)						2016	2017
Euro						0,00-3,22	0,00-3,65
Dollaro USA						-	-
Le passività finanziarie a lungo termine verso parti correlate sono dettagliate alla nota 47 "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:

			31.12.2016			30.06.2017
(milioni di euro)		Correnti	Non correnti	Totale	Correnti	Non correnti	Totale
A. Disponibilità liquide ed equivalenti		1.892	-	1.892	1.811	-	1.811
B. Titoli disponibili per la vendita		55	-	55	55	-	55
C. Liquidità (A+B)		1.947	-	1.947	1.866	-	1.866
D. Crediti finanziari		3	-	3	1	-	1
E. Passività finanziarie a breve termine verso banche		144	-	144	119	-	119
F. Passività finanziarie a lungo termine verso banche		35	2.193	2.228	216	1.495	1.711
G. Passività finanziarie a breve termine verso entità correlate		-	-	-	-	-	-
H. Prestiti obbligazionari		9	993	1.002	21	1.492	1.513
I. Passività finanziarie a lungo termine
verso entità correlate		-	-	-	-	-	-
L. Altre passività finanziarie a breve termine		8	-	8	15	-	15
M. Altre passività finanziarie a lungo termine		10	8	18	10	3	13
N. Indebitamento finanziario lordo (E+F+G+H+I+L+M)		206	3.194	3.400	381	2.990	3.371
O. Posizione finanziaria netta come da comunicazione Consob n. DEM/6064293/2006 (N-C-D)		(1.744)	3.194	1.450	(1.486)	2.990	1.504
P. Crediti finanziari non correnti		-	-	-	-	-	-
Q. Indebitamento finanziario netto (O-P)		(1.744)	3.194	1.450	(1.486)	2.990	1.504

L'indebitamento finanziario netto include la passività finanziaria relativa al contratto di IRS, mentre non include il fair value su contratti derivati indicato nelle note 11 "Altre attività correnti", 16 "Altre attività non correnti", 21 "Altre passività correnti" e 26 "Altre passività non correnti".

Le disponibilità liquide includono 86 milioni di euro equivalenti depositati su conti correnti bloccati o depositi vincolati come indicato alla nota 5 "Disponibilità liquide ed equivalenti".

La variazione rispetto al saldo al 31 dicembre 2016, pari a 54 milioni di euro, è dovuta principalmente al cash flow operativo generato nell'esercizio.

Fondi per rischi e oneri 23

I fondi per rischi e oneri di 269 milioni di euro (268 milioni di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

	Saldo iniziale	Accantonamenti	Utilizzi	Altre variazioni	Saldo finale
(milioni di euro)
31.12.2016
Fondo per imposte	56	10	(23)	(3)	40
Fondo rischi per contenziosi	16	78	(8)	6	92
Fondo copertura perdite di imprese partecipate	1	1	-	-	2
Fondo spese contrattuali e perdite su commesse pluriennali	126	17	(68)	(17)	58
Fondo esodi agevolati	-	-	-	-	-
Altri fondi	39	46	(12)	3	76
Totale	238	152	(111)	(11)	268
30.06.2017
Fondo per imposte	40	-	-	(1)	39
Fondo rischi per contenziosi	92	18	(17)	(3)	90
Fondo copertura perdite di imprese partecipate	2	-	-	-	2
Fondo spese contrattuali e perdite su commesse pluriennali	58	21	(10)	(2)	67
Fondo esodi agevolati	-	18	-	-	18
Altri fondi	76	29	(50)	(2)	53
Totale	268	86	(77)	(8)	269

Il fondo per imposte di 39 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 90 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 2 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 67 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 18 milioni di euro e si riferisce a una controllata estera.

Gli altri fondi per rischi e oneri ammontano a 53 milioni di euro.

Per il dettaglio degli importi relativi ai progetti realizzati in Algeria si faccia riferimento alla nota 51 "Altre informazioni: Algeria".

Fondi per benefici ai dipendenti 24

I fondi per benefici ai dipendenti ammontano alla data del 30 giugno 2017 a 206 milioni di euro (206 milioni di euro al 31 dicembre 2016).

Passività per imposte differite 25

Le passività per imposte differite di 34 milioni di euro (59 milioni di euro al 31 dicembre 2016) sono indicate al netto delle attività per imposte anticipate compensabili che ammontano a 168 milioni di euro.

(milioni di euro)	31.12.2016	Accantonamenti (Utilizzi)	da conversione Differenze di cambio	Altre variazioni	30.06.2017
Passività per imposte differite	59	(52)	(6)	33	34
Totale	59	(52)	(6)	33	34
La voce "Altre variazioni", positiva per 33 milioni di euro, comprende: (i) la compensazione a livello di singola impresa delle impo ste anticipate con le passività per imposte differite (positiva per 6 milioni di euro); (ii) la rilevazione (positiva per 27 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). L'analisi delle attività per imposte anticipate è indicata alla nota 15 "Attività per imposte anticipate".

Altre passività non correnti 26

Nel primo semestre 2017 non sono presenti altre passività non correnti (3 milioni di euro al 31 dicembre 2016):

(milioni di euro)	31.12.2016	30.06.2017
Fair value su strumenti finanziari derivati	3	-
Debiti commerciali e altri debiti	-	-
Totale	3	-

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota 27 "Strumenti finanziari derivati".

Strumenti finanziari derivati 27

	31.12.2016		30.06.2017
	Fair value	Fair value	Fair value	Fair value
(milioni di euro)	attivo	passivo	attivo	passivo
Contratti derivati qualificati di copertura
Contratti su tassi di interesse (componente Spot)
- acquisti	-	3	-	2
- vendite	-	-	-	-
Contratti a termine su valute (componente Spot)
- acquisti	10	4	1	8
- vendite	1	96	67	(1)
Contratti a termine su valute (componente Forward)
- acquisti	3	3	-	2
- vendite	-	19	(12)	2
Contratti a termine su merci (componente Forward)
- acquisti	1	-	-	-
- vendite	-	-	-	-
Totale contratti derivati qualificati di copertura	15	125	56	13
Contratti derivati non qualificati di copertura
Contratti a termine su valute (componente Spot)
- acquisti	11	7	2	16
- vendite	4	60	34	(1)
Contratti a termine su valute (componente Forward)
- acquisti	2	-	-	(2)
- vendite	-	11	(4)	3
Contratti a termine su merci (componente Forward)
- acquisti	-	-	-	-
- vendite	-	-	-	-
Totale contratti derivati non qualificati di copertura	17	78	32	16
Totale contratti derivati	32	203	88	29
Di cui:
- correnti	30	197	86	27
- non correnti (comprende IRS, nota 22 "Passività finanziarie a lungo termine e quota a breve di passività a lungo termine")	2	6	2	2

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:

	31.12.2016		30.06.2017
(milioni di euro)	Attivo	Passivo	Attivo	Passivo
Impegni di acquisto
Contratti derivati qualificati di copertura:
- contratti su tassi di interesse	-	1.450	-	1.350
- contratti su valute	292	670	55	563
- contratti su merci	6	-	6	-
Contratti derivati non qualificati di copertura:
- contratti su valute	389	334	73	788
	687	2.454	134	2.701
Impegni di vendita
Contratti derivati qualificati di copertura:
- contratti su valute	69	1.963	1.349	100
Contratti derivati non qualificati di copertura:
- contratti su valute	348	1.929	1.283	133
	417	3.892	2.632	233

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 2017 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 2 milioni di euro (3 milioni di euro al 31 dicembre 2016), è classificato nella nota 22 "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 2017 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 2017 sono previsti in un arco temporale fino al 2018.

Nel corso del primo semestre del 2017 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 2017 ammonta a 56 milioni di euro (15 milioni di euro al 31 dicembre 2016). A fronte di tali derivati, la componente spot, pari a 68 milioni di euro (11 milioni di euro al 31 dicembre 2016), è stata sospesa nella riserva di hedging per un importo di 69 milioni di euro (10 milioni di euro al 31 dicembre 2016) e contabilizzata nei proventi e oneri finanziari per -1 milione di euro (1 milione di euro al 31 dicembre 2016), mentre la componente forward, non designata come strumento di copertura, è stata contabilizzata nei proventi e oneri finanziari per -12 milioni di euro (3 milioni di euro al 31 dicembre 2016).

Il fair value passivo su contratti derivati qualificati di copertura al 30 giugno 2017, indicato alla nota 21 "Altre passività correnti", ammonta a 13 milioni di euro (125 milioni di euro al 31 dicembre 2016). A fronte di tali derivati, la componente spot, pari a 7 milioni di euro, è stata sospesa nella riserva di hedging per un importo di 10 milioni di euro (93 milioni di euro al 31 dicembre 2016) e contabilizzata nei proventi e oneri finanziari per -3 milioni di euro (10 milioni di euro al 31 dicembre 2016), mentre la componente forward è stata contabilizzata nei proventi e oneri finanziari per 4 milioni di euro (22 milioni di euro al 31 dicembre 2016).

Nel corso del primo semestre del 2017 i costi e i ricavi della gestione caratteristica sono stati rettificati per un importo netto negativo di 98 milioni di euro a fronte delle coperture effettuate.

Patrimonio netto

Capitale e riserve di terzi azionisti 28

Il capitale e riserve di terzi azionisti ammonta al 30 giugno 2017 a 28 milioni di euro (19 milioni di euro al 31 dicembre 2016).

Patrimonio netto di Saipem 29

Il patrimonio netto di Saipem ammonta al 30 giugno 2017 a 4.817 milioni di euro (4.866 milioni di euro al 31 dicembre 2016) e si analizza come segue:

(milioni di euro)	31.12.2016	30.06.2017
Capitale sociale	2.191	2.191
Riserva sopraprezzo delle azioni	1.750	1.049
Riserva legale	88	88
Riserva per cash flow hedge	(182)	(15)
Riserva per differenze di cambio	32	(90)
Riserva benefici definiti per dipendenti	(20)	(20)
Altre	2	2
Utili relativi a esercizi precedenti	3.161	1.791
Utile (perdita) dell'esercizio	(2.087)	(110)
Riserva negativa per azioni proprie in portafoglio	(69)	(69)
Totale	4.866	4.817

Il patrimonio netto di Saipem al 30 giugno 2017 comprende riserve distribuibili per 1.582 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 31 milioni di euro.

Capitale sociale 30

Al 30 giugno 2017 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 1.010.966.827 azioni ordinarie e 10.612 azioni di risparmio.

A seguito dell'operazione di raggruppamento azionario avvenuto nel corso del mese di maggio 2017 e deliberato dall'Assemblea Straordinaria degli Azionisti il 28 aprile 2017 nel rapporto di una nuova azione ordinaria ogni dieci esistenti e di una nuova azione di risparmio ogni dieci esistenti, il capitale sociale risulta ora composto da 1.010.966.827 azioni ordinarie e da 10.612 azioni di risparmio, per un totale di 1.010.977.439 azioni tutte prive dell'indicazione del valore nominale. L'Assemblea Ordinaria degli Azionisti di Saipem SpA ha deliberato in data 28 aprile 2017 di non distribuire dividendi alle azioni ordinarie e alle azioni di risparmio.

Riserva sopraprezzo delle azioni 31

Ammonta al 30 giugno 2017 a 1.049 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2016 (1.750 milioni di euro) e si decrementa di 701 milioni di euro a seguito del ripianamento della perdita dell'esercizio 2016 di Saipem SpA.

Altre riserve 32

Le altre riserve al 30 giugno 2017 sono negative per 35 milioni di euro (80 milioni di euro al 31 dicembre 2016) e si compongono come segue:

(milioni di euro)	31.12.2016	30.06.2017
Riserva legale	88	88
Riserva per cash flow hedge	(182)	(15)
Riserva per differenze di cambio	32	(90)
Riserva benefici definiti per dipendenti	(20)	(20)
Altre	2	2
Totale	(80)	(35)

Riserva legale

Ammonta al 30 giugno 2017 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 per cash flow hedge

La riserva è negativa per 15 milioni di euro (negativa per 182 milioni di euro al 31 dicembre 2016) 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 2017.

La riserva per cash flow hedge è esposta al netto dell'effetto fiscale di 12 milioni di euro (63 milioni di euro al 31 dicembre 2016).

Riserva per differenze di cambio

La riserva è negativa per 90 milioni di euro (positiva per 32 milioni di euro al 31 dicembre 2016) 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 20 milioni di euro (negativa per 20 milioni di euro al 31 dicembre 2016) 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 2016). 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 27,5% per l'esercizio 2017 e all'aliquota del 24% a partire dall'esercizio 2018.

Riserva negativa per azioni proprie in portafoglio 33

La riserva negativa ammonta a 69 milioni di euro (69 milioni di euro al 31 dicembre 2016) e accoglie il valore delle azioni proprie destinate all'attuazione dei piani di stock grant a beneficio dei dirigenti del Gruppo.

Tenuto conto dell'operazione sopra descritta, 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 2017	7.104.134	9,750	69.282	0,70
Acquisti anno 2017	-	-	-	-
Azioni proprie in portafoglio al 30 giugno 2017	7.104.134	9,750	69.282	0,70

Il capitale sociale al 30 giugno 2017 ammonta a 2.191.384.693 euro. Alla stessa data le azioni in circolazione sono 1.003.873.305.

Garanzie, impegni e rischi 34

Garanzie

Le garanzie ammontano a 6.332 milioni di euro (7.110 milioni di euro al 31 dicembre 2016), così suddivise:

31.12.2016				30.06.2017
(milioni di euro)	Fidejussioni	Altre garanzie personali	Totale	Fidejussioni	Altre garanzie personali	Totale
Imprese joint venture e collegate	202	54	256	207	54	261
Imprese consolidate	183	1.334	1.517	150	1.125	1.275
Proprie	16	5.321	5.337	2	4.794	4.796
Totale	401	6.709	7.110	359	5.973	6.332

Le altre garanzie personali prestate nell'interesse di imprese consolidate ammontano a 1.125 milioni di euro (1.334 milioni di euro al 31 dicembre 2016) 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 47 "Rapporti con parti correlate".

Per il dettaglio degli importi relativi ai progetti realizzati in Algeria si faccia riferimento alla nota 51 "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 48.151 milioni di euro (48.354 milioni di euro al 31 dicembre 2016), comprensivo sia della parte di lavori già eseguiti sia della quota parte del portafoglio ordini residuo al 30 giugno 2017.

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 a 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. Il dibattimento è in corso e la prossima udienza è fissata per l'11 settembre 2017.

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 78 milioni di euro (importo calcolato al cambio del 30 giugno 2017), 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: 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 78 milioni di euro (importo calcolato al cambio del 30 giugno 2017). 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, allo stato, non è stata avviata da Sonatrach, né è stato dalla medesima precisato l'ammontare dell'asserito danno.

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.

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. Il Report di audit è stato trasmesso da Saipem SpA alla Procura della Repubblica di Milano e a Consob in segno di trasparenza.

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.

Le attività di audit concluse nel 2016 sono state recentemente 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 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. Il 19 dicembre 2011 è stata depositata in cancelleria la motivazione della sentenza. 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. L'udienza avanti la Corte di Cassazione del 30 settembre 2015 è stata rinviata per la decisione al 10 novembre 2015 in ragione della complessità delle questioni sottoposte alla Corte. 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 la prima udienza per il 28 novembre 2017.

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.

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.

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.

Arbitrato per 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 allo stato attuale 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 e il 9 dicembre 2016 sono state depositate le rispettive post hearing briefs. Il 15 giugno 2017 si è tenuta un'ulteriore udienza per rispondere ad alcune domande del Tribunale. L'emissione del lodo è, allo stato, prevista entro la fine del 2017.

Arbitrato per progetto LPG, Algeria

Con riferimento al contratto per la costruzione di un impianto di Extraction des liquides des gaz associés Hassi Messaoud et séparation d'huile LDHP ZCINA (progetto LPG), concluso il 12 novembre 2008 tra Sonatrach da una parte e Saipem SA e Saipem Contracting Algérie SpA dall'altra (insieme "Saipem"), il 14 marzo 2014 Saipem ha depositato una domanda di arbitrato presso la Chambre de Commerce Internationale (ICC) di Parigi. Nella propria domanda Saipem ha richiesto che il Tribunale Arbitrale condanni Sonatrach a pagare circa 172 milioni di euro a titolo di maggiori costi sostenuti dal contractor nel corso dell'esecuzione del progetto per variation orders, extension of time, force majeure, mancato o ritardato pagamento di fatture e relativi interessi. Sonatrach ha depositato la propria Réponse il 10 giugno 2014, respingendo ogni addebito e chiedendo, in via riconvenzionale, che Saipem venisse condannata al pagamento delle penalità di ritardo, quantificate in 70,8 milioni di dollari USA. Saipem ha depositato la propria Mémoire en demande il 13 marzo 2015 e la Mémoire en Réplique et en Réponse à la Demande Reconventionnelle il 14 gennaio 2016 e la memoria post udienza il 28 febbraio 2017, nella quale ha infine precisato le proprie domande in 97.327.266 euro, 15.513.586 USD e 5.263.509.252 DZD (pari a circa 161,2 milioni di euro equivalenti) oltre interessi. Sonatrach ha depositato la propria Mémoire en défense il 14 settembre 2015, introducendo una nuova domanda riconvenzionale attinente alla richiesta di pagamento a Sonatrach delle commissioni corrisposte da Saipem a Pearl Partners relativamente al progetto LPG (circa 34,5 milioni di euro), oltre ai danni morali. Il Collegio Arbitrale ha deciso di non ammettere detta nuova domanda riconvenzionale di Sonatrach in quanto tardiva.

Sonatrach ha infine depositato la propria Mémoire en duplique et réplique à la demande reconventionelle il 6 giugno 2016 nella quale ha reiterato le proprie richieste. Da ultimo Sonatrach ha precisato le proprie domande nelle memorie post udienza come segue: 35.175.998 euro, 9.114.335 USD e 1.197.009.692 DZD a titolo di penalità di ritardo; 194.289.527 USD per mancata produzione dell'impianto (quest'ultima asseritamente causata da Saipem per il ritardo nella gestione di alcune chiamate in garanzia); 361.029 euro e 38.557.206 DZD per spese sostenute dalla Sonatrach per la gestione delle chiamate in garanzia che sarebbero state di competenza di Saipem. Saipem ha depositato un'ulteriore memoria di replica sulla riconvenzionale di Sonatrach il 6 settembre 2016 e dal 10 al 14 ottobre 2016 si sono tenute le udienze avanti il Tribunale Arbitrale. Il 28 febbraio 2017 le parti si sono scambiate le memorie post-udienza. L'emissione del lodo è, allo stato, prevista entro la fine del 2017.

Arbitrato per progetto LZ2, Algeria

Il 12 maggio 2015 Saipem SpA e Saipem Contracting Algérie SpA (insieme "Saipem") hanno depositato domanda di arbitrato avanti la Chambre de Commerce Internationale di Parigi (ICC) nei confronti di Sonatrach per il pagamento di 7.165.849,62 euro e DZD 601.798.393 oltre interessi, a titolo di restituzione di penalità di ritardo illegittimamente applicate, extra works e oneri per il prolungamento del progetto. La domanda è relativa al contratto per la costruzione di un gasdotto tra Hassi R'Mel e Arzew in Algeria, concluso tra Saipem e Sonatrach il 5 novembre 2007 (progetto "LZ2"). La convenuta ha depositato la propria replica il 7 settembre 2015, introducendo una domanda riconvenzionale di ammontare pari a 8.559.000 euro oltre interessi e danno morale, da quantificarsi durante la procedura. La domanda riconvenzionale attiene alla richiesta di pagamento a Sonatrach delle commissioni corrisposte a Pearl Partners relativamente al progetto LZ2 (circa 8,5 milioni di euro).

In base al calendario arbitrale concordato tra le parti nel mese di maggio 2016, Saipem ha depositato la propria Mémoire en demande il 29 luglio 2016 e Sonatrach ha depositato la Mémoire en reponse il 23 dicembre 2016 chiedendo il rigetto di tutte le domande di Saipem e precisando la propria domanda riconvenzionale in un totale di circa 33,84 milioni di euro equivalenti (somma comprensiva di asserita maggiorazione dei margini contrattuali e di asseriti danni morali, stimati in non meno di 20 milioni di euro). Il 21 aprile 2017 Saipem ha depositato la propria replica. È previsto che le udienze si tengano dall'11 al 15 dicembre 2017. L'emissione del lodo è, allo stato, prevista entro la fine del 2018.

Arbitrato per progetto ARZEW, Algeria

Con riferimento al contratto per la costruzione di un impianto di liquefazione di gas naturale ad Arzew (Algeria) (progetto GNL3Z ARZEW), concluso il 26 luglio 2008 tra Sonatrach da una parte e Saipem SpA, Saipem Contracting Algérie SpA (insieme "Saipem") e Chiyoda dall'altra, in data 31 luglio 2015 Saipem ha depositato una domanda di arbitrato presso la Chambre de Commerce Internationale di Parigi (ICC). Nella propria domanda Saipem ha richiesto che il Tribunale Arbitrale condanni Sonatrach a pagare circa 550 milioni di euro a titolo di maggiori costi sostenuti dal contractor nel corso dell'esecuzione del progetto per lavori supplementari, extension of time, mancato o ritardato pagamento di fatture e relativi interessi. Sonatrach ha tempestivamente depositato la propria replica il 28 ottobre 2015 chiedendo che Saipem sia condannata a pagare in via riconvenzionale i danni subìti a causa di asseriti inadempimenti di Saipem, quantificando i relativi importi in circa 1,6 miliardi di dollari statunitensi, 54 miliardi di dinari algerini, nonché 77,37 milioni di euro in relazione alle commissioni corrisposte da Saipem a Pearl Partners per il progetto Arzew. Gran parte della somma degli asseriti danni lamentati da Sonatrach è richiesta a titolo di asserita perdita di profitto (da asserita mancata produzione), voce contrattualmente esclusa dai danni risarcibili salvo il caso di dolo o colpa grave.

Saipem ha depositato la propria Mémoire en demande il 25 novembre 2016 nella quale ha precisato le proprie richieste in 460.399.704 euro oltre interessi. Sonatrach ha depositato la Mémoire en reponse il 30 giugno 2017. È previsto che le udienze si tengano alla fine del 2018. L'emissione del lodo è, allo stato, prevista entro la fine del 2019.

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 che, per quanto appreso dalla notifica di una "Richiesta di proroga del temine delle indagini preliminari", sta svolgendo indagini nei confronti di Saipem SpA con riferimento all'ipotesi di: (i) illecito amministrativo di cui agli artt. 5, 6, 7, 8 e 25-ter, lett. b) del D.Lgs. n. 231/2001, in relazione al delitto di cui all'art. 2622, commi 1, 3 e 4 c.c., asseritamente commesso dal 13 marzo 2012 al 24 ottobre 2012, nonché dal 13 marzo 2013 all'aprile 2013, con riferimento all'approvazione del bilancio annuale 2011 e 2012 e alle situazioni patrimoniali di Saipem SpA fino al 30 settembre 2012 e fino al 31 marzo 2013; e (ii) illecito amministrativo di cui agli artt. 5, 6, 7, 8 e 25-sexies del D.Lgs. n. 231/2001, in relazione al delitto di cui all'art. 185 TUF, asseritamente commesso dal 13 marzo 2012 al 24 ottobre 2012 e dal 13 marzo 2013 all'aprile 2013, con riferimento ai comunicati diffusi al pubblico in ordine all'approvazione del bilancio annuale 2011 e 2012 e alle situazioni patrimoniali di Saipem SpA fino al 30 settembre 2012 e fino al 31 marzo 2013. Oltre alla società, risultano indagati, in relazione alle medesime ipotesi di cui sopra, gli amministratori delegati di Saipem SpA in carica alla data di approvazione del bilancio annuale al 31 dicembre 2011 e alla data di approvazione del bilancio annuale al 31 dicembre 2012.

Saipem SpA il 28 luglio 2014 ha presentato ricorso alla Corte d'Appello di Milano per opporsi avverso la citata delibera sanzionatoria di Consob. 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 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. Nel novembre 2015 si è tenuta l'udienza per la prima comparizione delle parti. Il giudizio si trova ancora in una fase iniziale.

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 e nei primi mesi del 2016 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.

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 consolidata 2017 da parte del Consiglio di Amministrazione le predette richieste svolte in sede stragiudiziale e/o di mediazione non sono state oggetto di azione giudiziaria.

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 si è riservato di decidere. A oggi, tale riserva non è stata sciolta.

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 Santos GLNG Pty Ltd, PAPL (Downstream) Pty Ltd e Total E&P Australia (congiuntamente, "Joint Venturers"), il contratto di Engineering, Procurement and 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 inizialmente quantificati in circa AU\$ 570.668.821 basati, tra l'altro, su extensions of time, rimborso di costi legati a ritardi non addebitabili a Saipem, variation orders e pagamento di bonus contrattualmente previsti e non corrisposti da GLNG (il "Claim Contrattuale"). Tuttavia, tale Claim Contrattuale è stato interamente rigettato da GLNG, la quale, a supporto del proprio diniego, ha addotto, tra l'altro, che, all'epoca della stipula del Contratto, Saipem non fosse in possesso di una licenza prevista come necessaria dalla normativa di settore australiana (ossia il Queensland Building and Construction Commission Act 1991) per l'esecuzione di parte dei lavori (ossia i building works) di cui al Contratto.

In conseguenza di tale ultima asserzione di GLNG, Saipem ha: (i) sostenuto che, il fatto che il Contratto fosse stato stipulato in violazione di tale normativa ne avesse determinato l'illegalità, generandone, così, la relativa nullità e inefficacia (unenforceability) e, di conseguenza, (ii) richiesto il pagamento di quanto dovutole su base cd. quantum meruit ("Claim Quantum Meruit"), quantificando il beneficio economico ricevuto da GLNG (al netto di quanto già corrisposto da quest'ultima) in AU\$ 770.899.601. Tuttavia, anche tale pretesa è stata rigettata da GLNG.

Si è aperta, quindi, una fase di negoziazioni tra le parti basata sulla relativa procedura contrattualmente prevista, la quale, però, non è andata a buon fine.

Il 9 ottobre 2015 Saipem ha, pertanto, notificato una domanda di arbitrato contro GLNG chiedendone la condanna al pagamento: (i) del Claim Quantum Meruit; ovvero, in alternativa (ii) di una congrua cifra per il Claim Contrattuale; (iii) oltre a interessi e costi di arbitrato.

Il 6 novembre 2015 la convenuta GLNG si è costituita nel procedimento arbitrale contestando le domande di Saipem e chiedendo in via riconvenzionale: (a) il risarcimento del danno per presunti defective works con particolare riferimento al coating di tutta la linea (tale riconvenzionale non è stata precisamente quantificata da GLNG che, tuttavia, ha sostenuto che i difetti riscontrati potranno essere corretti solo sostenendo una spesa che potrebbe superare il prezzo contrattuale); (b) ove il Claim Quantum Meruit fosse ritenuto valido, la restituzione di quella parte di prezzo contrattuale di cui Saipem non riesca a dimostrare la debenza su base quantum meruit; (c) il risarcimento del danno (non ancora quantificato) derivante da breach of general warranties; (d) l'applicazione dei liquidated damages quantificati in 18 milioni di dollari australiani; (e) il risarcimento del danno per presunti inadempimenti contrattuali di Saipem quantificato in circa 23 milioni di dollari australiani.

Il 6 maggio 2016 Saipem ha notificato a GLNG il proprio Statement of Claim con il quale, tra l'altro, sono stati ridotti gli importi richiesti (in particolare, il claim contrattuale è oggi pari a circa 254 milioni di dollari australiani).

Il 7 ottobre 2016 GLNG ha notificato il proprio Statement of Defence and Counterclaim, nel quale ha chiesto il rigetto delle pretese di Saipem e confermato la propria domanda riconvenzionale consistente, tra l'altro, nel risarcimento del danno derivante dalla necessità di riparare o sostituire l'intera linea, la cui quantificazione appare, tuttavia, ancora oggi poco chiara. GLNG ha inoltre chiesto che la questione relativa al Claim Quantum Meruit sia affrontata e risolta in via preliminare rispetto a quella relativa al Claim Contrattuale. Le relative udienze si sono tenute nel mese di febbraio 2017. Il Collegio Arbitrale con decisione preliminare e parziale ha rigettato il Claim Quantum Meruit. Il procedimento arbitrale continua relativamente alle altre domande di Saipem e GLNG. Si segnala, inoltre, che, in data 13 luglio 2016, GLNG aveva notificato una nuova domanda di arbitrato a Saipem SpA, in relazione alla validità della Parent Company Guarantee rilasciata da quest'ultima (in qualità di garante) a GLNG (in qualità di beneficiario) in sede di aggiudicazione del Contratto a Saipem (in qualità di garantito). In particolare, GLNG aveva sostenuto che, ove il Contratto fosse ritenuto invalido e privo di efficacia e, di conseguenza, il claim su base quantum meruit fosse ritenuto valido dal Tribunale Arbitrale, l'eventuale somma che GLNG sarà condannata a pagare a Saipem, dovrebbe essere rimborsata a GLNG da Saipem SpA in quanto, nella Parent Company Guarantee, Saipem si sarebbe impegnata a tenere GLNG indenne dalle conseguenze negative derivanti dall'eventuale invalidità del Contratto. Saipem si è costituta in tale arbitrato: (i) rigettando la posizione di GLNG in quanto infondata; e (ii) aderendo alla richiesta di GLNG di riunire i due arbitrati. Il rigetto del Claim Quantum Meruit comporterà il venire meno dell'arbitrato relativo alla validità della Parent Company Guarantee rilasciata da Saipem SpA.

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.

Le parti sono al momento impegnate nella fase di istruzione probatoria del procedimento.

Entro il 22 settembre 2017 Saipem dovrà depositare il proprio Reply Memorial rispondendo al Counter Memorial di SSTBV.

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 160.182.797,66 euro sulla base del cambio al 30 giugno 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. Lo Statement of Defence and Counterclaim di Kharafi verrà depositato il 16 ottobre 2017.

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 35

I ricavi della gestione caratteristica si analizzano come segue:

	Primo semestre
(milioni di euro)	2016	2017
Ricavi delle vendite e delle prestazioni	4.264	4.614
Variazione dei lavori in corso su ordinazione	349	(46)
Variazione di acconti	662	22
Totale	5.275	4.590

e hanno la seguente articolazione per area geografica:

	Primo semestre
2016 (milioni di euro)	2017
Italia 150	204
Resto Europa 341	231
CSI 1.678	557
Medio Oriente 1.065	1.535
Estremo Oriente 284	315
Africa Settentrionale 139	548
Africa Occidentale e Resto Africa 1.066	887
Americhe 552	313
Totale 5.275	4.590

L'informativa richiesta dallo IAS 11 viene riportata per settore di attività alla nota 46 "Informazioni per settore di attività, per area geografica e contratti di costruzione".

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 modifiche del lavoro originario previsto dal contratto chieste dal committente; le revisioni di prezzo (claim) sono costituite da richieste di rimborso per costi non compresi nel prezzo contrattuale. Change order e claim sono inclusi nell'ammontare dei ricavi quando: (a) le contrattazioni con il committente sono in una fase avanzata ed è probabile l'approvazione; (b) l'ammontare può essere attendibilmente stimato.

L'importo cumulato, cioè prodotto anche in esercizi precedenti, dei corrispettivi aggiuntivi (change order e claim) al 30 giugno 2017, in relazione allo stato di avanzamento dei progetti, è pari a 566 milioni di euro, di cui l'84% è relativo a contratti oggetto di contenzioso. Le valutazioni dei progetti con posizioni di corrispettivi aggiuntivi superiori a 50 milioni di euro sono state supportate anche da pareri tecnico-legali di consulenti esterni. I ricavi verso parti correlate sono dettagliati alla nota 47 "Rapporti con parti correlate".

Altri ricavi e proventi 36

Gli altri ricavi e proventi si analizzano come segue:

	Primo semestre
2016 (milioni di euro)	2017
Plusvalenza di vendita di immobilizzazioni -	2
Indennizzi 9	-
Altri proventi 10	3
Totale 19	5

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 37

Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi si analizzano come segue:

	Primo semestre
2016 (milioni di euro)	2017
Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci 1.019	1.136
Costi per servizi 2.176	1.732
Costi per godimento di beni di terzi 434	374
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri (11)	(9)
Altri oneri 119	19
a dedurre:
- incrementi di attività materiali per lavori interni (1)	(5)
- variazioni delle rimanenze di materie prime, sussidiarie, di consumo e merci 28	21
Totale 3.764	3.268

I costi per servizi comprendono compensi d'intermediazione per 1 milione di euro (inferiori al milione di euro nel primo semestre del 2016).

I fondi per rischi e oneri sono commentati alla nota 23 "Fondi per rischi e oneri".

Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi verso parti correlate sono dettagliati alla nota 47 "Rapporti con parti correlate".

Costo del lavoro 38

Il costo del lavoro si analizza come segue:

	Primo semestre
(milioni di euro)	2016	2017
Costo lavoro	950	856
a dedurre:
- incrementi di immobilizzazioni per lavori interni	(1)	(2)
Totale	949	854

Il costo lavoro comprende accantonamenti netti al fondo per esodi agevolati pari a 18 milioni di euro, commentati alla nota 23 "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 ha definito nell'esercizio 2016 un piano di assegnazione gratuita di azioni (stock grant).

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 nel prospetto in basso, tenendo conto del raggruppamento azionario avvenuto nel corso del mese di maggio 2017 e deliberato dall'Assemblea degli Azionisti il 28 aprile 2017, al fine di rendere coerente il raffronto con i dati al 30 giugno 2017:

Dirigenti strategici (vesting period)			75	1,2	4,3
Dirigenti strategici (periodo di co-investimento)	99	3.407.811	25	2,2	8,5	3,40	11.586.558	1.356.025
Dirigenti non strategici	272	2.330.350	100	1,2	4,3	2,75	6.408.463	890.065
Amministratore Delegato-CEO	1	365.349	100	1,2	4,3	2,75	1.004.709	139.543
Totale	372	6.103.510				3,11	18.999.730	2.385.633

	N. dirigenti		Quota su azione N. azioni (%)	Fair value unitario TSR (peso 50%)	Fair value unitario PFN (peso 50%)	ponderato unitario Fair value medio	complessivo Fair value	di competenza Fair value 2016
Dirigenti strategici (vesting period)			75	1,2	4,3
Dirigenti strategici (periodo di co-investimento)	99	3.407.811	25	2,2	8,5	3,40	11.586.558	1.356.025
Dirigenti non strategici	272	2.330.350	100	1,2	4,3	2,75	6.408.463	890.065
Amministratore Delegato-CEO	1	365.349	100	1,2	4,3	2,75	1.004.709	139.543
Totale	372	6.103.510				3,11	18.999.730	2.385.633
L'evoluzione dei piani di stock grant al 30 giugno 2017 è la seguente:
			2016				2017
		Numero	Prezzo medio	Prezzo di	Numero		Prezzo medio	Prezzo di
(milioni di euro)		di azioni	di esercizio (a)	mercato (b)	di azioni		di esercizio (a)	mercato (b)
Diritti esistenti al 1° gennaio (c)		-	-	-	6.095.210		-	32.914
Nuovi diritti assegnati		6.103.510	-	26.001		-	-	-
(Diritti esercitati nel periodo)		-	-	-		-	-	-
(Diritti decaduti nel periodo)		(8.300)	-	(45)		-	-	-
Diritti esistenti a fine periodo		6.095.210	-	32.914	6.095.210		-	19.688
Di cui:
- esercitabili a fine periodo		-	-	-		-	-	-
- esercitabili al termine del vesting period		5.243.257	-	-	5.243.257		-	-
- esercitabili al termine del periodo di co-investimento		851.953	-	-	851.953		-	-
(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. (c) I valori esposti considerano l'effetto del raggruppamento azionario avvenuto nel 2017. 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 al la 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)							2016	2017
Dirigenti							400	387
Quadri							4.210	4.063
Impiegati							18.734	15.878
Operai							16.928	14.734
Marittimi							302	283
Totale							40.574	35.345
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
2016 (numero)	2017
Dirigenti 400	387
Quadri 4.210	4.063
Impiegati 18.734	15.878
Operai 16.928	14.734
Marittimi 302	283
Totale 40.574	35.345

Ammortamenti e svalutazioni 39

Gli ammortamenti e svalutazioni si analizzano come segue:

		Primo semestre
(milioni di euro)	2016	2017
Ammortamenti:
- attività materiali	339	260
- attività immateriali	5	4
Totale ammortamenti	344	264
Svalutazioni:
- attività materiali	1	85
- attività immateriali	-	-
Totale svalutazioni	1	85
Totale	345	349

Altri proventi (oneri) operativi 40

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 2017 non sono presenti altri proventi (oneri) operativi (1 milione di euro di proventi nel primo semestre 2016).

Proventi (oneri) finanziari 41

I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:

	Primo semestre
2016 (milioni di euro)	2017
Proventi (oneri) finanziari
Proventi finanziari 636	129
Oneri finanziari (676)	(316)
Totale (40)	(187)
Strumenti derivati (30)	72
Totale (70)	(115)

Il valore netto dei proventi e oneri finanziari si analizza come segue:

(milioni di euro)	Primo semestre 2016 11 627 (616) (48) 7 (55) (3) 2 (3) (2) (40)	2017
Differenze attive (passive) nette di cambio		(138)
Differenze attive di cambio		124
Differenze passive di cambio		(262)
Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto		(48)
Interessi attivi verso banche e altri finanziatori		4
Interessi passivi e altri oneri verso banche e altri finanziatori		(52)
Altri proventi (oneri) finanziari		(1)
Altri proventi finanziari verso terzi		1
Altri oneri finanziari verso terzi		(1)
Proventi (oneri) finanziari su piani a benefici definiti		(1)
Totale proventi (oneri) finanziari		(187)

I proventi (oneri) su contratti derivati si analizzano come segue:

		Primo semestre
(milioni di euro)	2016	2017
Contratti su valute	(29)	73
Contratti su tassi di interesse	(1)	(1)
Totale	(30)	72

I proventi su contratti derivati di 72 milioni di euro (30 milioni di euro di oneri nel primo semestre 2016) 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 47 "Rapporti con parti correlate".

Proventi (oneri) su partecipazioni 42

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)	2016	2017
Quota di utile da valutazione con il metodo del patrimonio netto	13	10
Quota di perdite da valutazione con il metodo del patrimonio netto	(2)	(8)
Utilizzi (accantonamenti) netti del fondo copertura perdite per valutazione con il metodo del patrimonio netto	(2)	-
Totale	9	2

La quota di utili (perdite) da valutazione al patrimonio netto è commentata alla nota 14 "Partecipazioni".

Altri proventi (oneri) su partecipazioni

Nel corso del periodo non si sono registrati proventi (oneri) su partecipazioni.

Imposte sul reddito 43

Le imposte sul reddito si analizzano come segue:

	Primo semestre
(milioni di euro)	2016	2017
Imposte correnti:
- imprese italiane	11	91
- imprese estere	121	81
Imposte differite e anticipate nette:
- imprese italiane	(137)	(17)
- imprese estere	125	(45)
Totale	120	110

	Primo semestre
(milioni di euro)	2016	2017
Imposte sul reddito nel conto economico consolidato	120	110
Imposte sul reddito riconosciute nel prospetto del conto economico complessivo - riclassificabili	38	51
Imposte sul reddito riconosciute nel prospetto del conto economico complessivo - non riclassificabili	-	-
Effetto fiscale sull'utile complessivo di periodo	158	161

Utile di terzi azionisti 44

L'utile di pertinenza di terzi azionisti ammonta a 11 milioni di euro (3 milioni di euro di utile nel primo semestre 2016).

Utile (perdita) per azione 45

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.

I dati dell'esercizio precedente sono stati opportunamente riesposti al fine di rendere coerente il raffronto con i dati al 30 giugno 2017.

Il numero medio ponderato delle azioni in circolazione utilizzate ai fini del calcolo dell'utile (perdita) per azione diluito è di 1.003.860.693 e di 707.253.356, rispettivamente nell'esercizio 2017 e 2016 riesposto.

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:

		30.06.2016	30.06.2016	30.06.2017
			riesposto
Numero medio ponderato di azioni in circolazione
per l'utile (perdita) semplice		7.072.533.556	707.253.356	1.003.860.693
Numero di azioni potenziali a fronte dei piani di stock grant		-	-	6.095.210
Numero di azioni di risparmio convertibili in azioni ordinarie		106.126	10.612	10.612
Numero medio ponderato di azioni in circolazione
per l'utile (perdita) diluito		7.072.639.682	707.263.968	1.009.966.515
Utile (perdita) di competenza Saipem	(milioni di euro)	53	53	(110)
Utile (perdita) per azione semplice	(ammontari in euro per azione)	0,007	0,075	(0,11)
Utile (perdita) per azione diluito	(ammontari in euro per azione)	0,007	0,075	(0,11)

Informazioni per settore di attività, per area geografica e contratti di costruzione 46

Informazioni per settore di attività

	E&C Offshore	E&C Onshore				Non allocato
			Offshore	Onshore	Floaters
(milioni di euro)			Drilling	Drilling			Totale
Primo semestre 2016
Ricavi netti della gestione caratteristica	3.223	1.631	679	349	940	-	6.822
a dedurre: ricavi infragruppo	689	198	192	59	409	-	1.547
Ricavi da terzi	2.534	1.433	487	290	531	-	5.275
Risultato operativo	217	2	126	(94)	(14)	-	237
Ammortamenti e svalutazioni	101	19	111	90	24	-	345
Proventi (oneri) netti su partecipazioni	7	2	-	-	-	-	9
Investimenti in attività materiali e immateriali	51	4	18	24	-	-	97
Attività materiali e immateriali	3.053	519	2.955	984	264	-	7.775
Partecipazioni (a)	118	17	-	6	-	-	141
Attività correnti	2.407	2.086	507	409	120	2.332	7.861
Passività correnti	1.895	1.786	193	164	624	658	5.320
Fondi per rischi e oneri (a)	41	98	1	3	8	42	193
Primo semestre 2017
Ricavi netti della gestione caratteristica	2.595	1.790	514	305	593	-	5.797
a dedurre: ricavi infragruppo	(575)	(128)	(191)	(58)	(255)	-	(1.207)
Ricavi da terzi	2.020	1.662	323	247	338	-	4.590
Risultato operativo	172	23	20	(15)	(76)	-	124
Ammortamenti e svalutazioni	88	15	124	67	55	-	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	425	1.664	775	134	-	5.655
Partecipazioni (a)	130	12	-	6	-	-	148
Attività correnti	1.855	2.282	288	291	217	2.330	7.263
Passività correnti	1.872	1.753	133	135	559	663	5.115
Fondi per rischi e oneri (a)	114	81	4	2	26	42	269

(a) Si rimanda al paragrafo "Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori" a pag. 69.

Informazioni per area geografica

In considerazione della peculiarità del business di Saipem caratterizzato dall'utilizzo di una flotta navale che, operando su più progetti nell'arco di un esercizio, non può essere attribuita in modo stabile a un'area geografica specifica, alcune attività vengono ritenute 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 navali.

L'informativa relativa alla ripartizione dei ricavi per area geografica viene fornita nella nota 35 "Ricavi della gestione caratteristica".

(milioni di euro)	Italia	Resto Europa	CSI	Resto Asia	Settentrionale Africa	Occidentale Africa	Americhe	Non allocabili	Totale
Primo semestre 2016
Investimenti in attività materiali e immateriali	5	1	2	22	-	-	4	63	97
Attività materiali e immateriali	90	25	239	947	-	113	704	5.657	7.775
Attività direttamente attribuibili (correnti)	1.043	851	1.005	1.680	281	849	1.216	936	7.861
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

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".

Contratti di costruzione

I contratti di costruzione sono contabilizzati in accordo con lo IAS 11.

	Primo semestre
2016 (milioni di euro)	2017
Contratti di costruzione - attività 2.095	1.738
Contratti di costruzione - passività (933)	(1.074)
Contratti di costruzione - netto 1.162	664
Costi e margini (percentuale di completamento) 5.461	5.269
Fatturazione ad avanzamento lavori (4.264)	(4.614)
Variazione fondo perdite future (35)	9
Contratti di costruzione - netto 1.162	664

Rapporti con parti correlate 47

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.

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)

		31.12.2016				Primo semestre 2016
					Costi	Ricavi
	Crediti commerciali	Debiti commerciali		Beni	Servizi (1)	Beni	Altri
Denominazione	e altri crediti	e altri debiti	Garanzie			e servizi
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento
SAGIO - Companhia Angolana de Gestão
de Instalaçao Offshore Lda	-	1	-	-	1	-	-
Totale controllate escluse dall'area di consolidamento	-	1	-	-	1	-	-
Imprese joint venture e collegate
ASG Scarl	-	5	-	-	(1)	-	-
CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta velocità) Due	44	83	131	-	35	86	-
CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta velocità) Uno	6	6	121	-	1	-	-
Charville - Consultores e Servicos, Lda	1	-	-	-	-	1	-
CSFLNG Netherlands BV	-	-	-	-	-	6	-
Gruppo Rosetti Marino SpA	-	1	-	2	-	-	-
KWANDA Suporte Logistico Lda	64	10	-	-	1	2	-
Petromar Lda	93	16	4	-	1	12	-
Saipem Taqa Al Rushaid Fabricators Co Ltd	6	8	-	-	30	1	-
Southern Gas Constructors Ltd	1	-	-	-	-	-	-
Tecnoprojecto Internacional Projectos
e Realizações Industriais SA	1	-	-	-	-	-	-
TMBYS SAS	4	-	-	-	-	-	-
TSGI Mühendislik I· ns¸aat Ltd S¸irketi	8	-	-	-	-	-	-
Xodus Subsea Ltd	3	2	-	-	2	-	-
Altre (per rapporti di importo unitario
non superiore a 500 migliaia euro)	-	1	-	-	-	2	-
Totale joint venture e collegate	231	132	256	2	69	110	-
Imprese controllate di Eni/CDP Equity SpA
Eni SpA	52	3	2.081	-	1	9	-
Eni SpA Divisione Downstream Gas	-	-	-	-	1	-	-
Eni SpA Divisione Exploration & Production	9	-	2	-	-	32	-
Eni SpA Divisione Gas & Power	1	1	-	-	-	-	-
Eni SpA Divisione Refining & Marketing	2	-	11	1	-	2	-
Agip Kazakhstan North Caspian	-	-	20	-	-	-	-
Agip Oil Ecuador BV	2	-	1	-	-	1	-
Banque Eni SA	-	-	-	-	1	-	-
Eni Adfin SpA	-	2	-	-	2	-	-
Eni Angola SpA	57	-	57	-	-	121	-
Eni Congo SA	23	3	6	-	1	39	-
Eni Corporate University SpA	-	1	-	-	1	-	-
Eni East Sepinggan Ltd	25	-	1	-	-	-	-
Eni Insurance Ltd	7	8	-	-	5	-	-
Eni Lasmo PLC	10	3	-	-	-	(4)	-
Eni Muara Bakau BV	21	10	66	-	-	116	-
Eni Norge AS	15	-	-	-	-	86	-
EniServizi SpA	-	5	-	-	14	-	-
Eni Turkmenistan Ltd	2	-	-	-	-	(1)	-
First Calgary Petroleum LP	-	-	100	-	-	-	-
Ieoc Exploration BV	-	-	1	-	-	-	-
Ieoc Production BV	2	-	-	-	-	42	-
Serfactoring SpA	-	1	-	-	-	-	-
Syndial SpA	-	-	3	-	-	-	-
Tecnomare SpA	-	-	-	-	-	1	-
Versalis France SAS	-	-	-	-	-	1	-

Versalis SpA	34	-	43	-	-	11	-
Altre (per rapporti di importo unitario non superiore a 500 migliaia di euro)	2	-	-	-	-	1	-
Totale imprese controllate di Eni/CDP Equity SpA	264	37	2.392	1	26	457	-

Seguono i rapporti commerciali e diversi:

(milioni di euro)

	31.12.2016				Primo semestre 2016
	Crediti	Debiti			Costi	Ricavi
Denominazione	commerciali e altri crediti	commerciali e altri debiti	Garanzie	Beni	Servizi (1)	Beni e servizi	Altri
Totale imprese controllate di Eni/CDP Equity SpA	264	37	2.392	1	26	457	-
Imprese collegate e a controllo congiunto di Eni/CDP Equity SpA
Eni East Africa SpA	1	-	-	-	-	1	-
Eusebi Impianti Srl	-	-	-	-	5	-	-
Greenstream BV	3	-	-	-	-	-	-
InAgip doo	-	-	1	-	-	-	-
Mellitah Oil&Gas BV	1	-	30	-	-	-	-
Petrobel Belayim Petroleum Co	130	158	-	-	-	55	-
PetroJunìn SA	-	-	2	-	-	-	-
Pharaonic Petroleum Co	-	-	6	-	-	-	-
Valvitalia SpA	-	-	-	1	-	-	-
Altre (per rapporti di importo unitario non superiore a 500 migliaia di euro)	-	-	-	-	-	-	-
Totale imprese collegate e a controllo congiunto
di Eni/CDP Equity SpA	135	158	39	1	5	56	-
Totale imprese di Eni/CDP Equity SpA	399	195	2.431	2	31	513	-
Imprese controllate o possedute dallo Stato	30	48	84	-	1	13	-
Fondi pensione: FOPDIRE	-	-	-	-	1	-	-
Totale rapporti con parti correlate	660	376	2.771	4	103	636	-
Totale generale	3.020	4.860	7.110	1.019	2.729	5.275	19
Incidenza (%)	21,95 (2)	7,74	38,97	0,39	3,74 (3)	12,06	-

(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".

(3) L'incidenza è calcolata al netto dei fondi pensione.

I rapporti commerciali e diversi al 30 giugno 2017 sono di seguito analizzati:

(milioni di euro)

		30.06.2017				Primo semestre 2017
	Crediti	Debiti			Costi	Ricavi
Denominazione	commerciali e altri crediti	commerciali e altri debiti	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	-

Seguono i rapporti commerciali e diversi:

(milioni di euro)

		30.06.2017		Primo semestre 2017
	Crediti	Debiti			Costi	Ricavi
	commerciali	commerciali		Beni	Servizi (1)	Beni	Altri
Denominazione	e altri crediti	e altri debiti	Garanzie			e servizi
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	-
Imprese collegate e a controllo congiunto di Eni/CDP Equity SpA
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".

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.

I valori riportati in tabella fanno riferimento alle note 7 "Crediti commerciali e altri crediti", 18 "Debiti commerciali e altri debiti", 34 "Garanzie, impegni e rischi", 35 "Ricavi della gestione caratteristica", 36 "Altri ricavi e proventi" e 37 "Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi".

Gli altri rapporti sono di seguito analizzati:

		31.12.2016	30.06.2017
(milioni di euro)	Altre attività	Altre passività	Altre attività	Altre passività
Eni SpA	-	8	-	-
CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Uno	2	-	2	-
Totale rapporti con parti correlate	2	8	2	-
Totale generale	246	247	300	74
Incidenza (%)	0,81	3,24	0,67	-

Rapporti finanziari

I rapporti finanziari sono di seguito analizzati:

(milioni di euro)
	31.12.2016					Primo semestre 2016
Denominazione	Disponibilità liquide ed equivalenti	Crediti (1)	Debiti	Impegni	Oneri	Proventi	Derivati
Eni SpA	-	-	-	-	(11)	4	(343)
Banque Eni SA	-	-	-	-	-	-	(10)
Eni Finance International SA	-	-	-	-	(13)	-	-
Serfactoring SpA	-	3	-	-	-	-	-
Totale rapporti con parti correlate	-	3	-	-	(24)	4	(353)

(1) Esposti nello stato patrimoniale per 3 milioni di euro alla voce "Crediti commerciali e altri crediti".

I rapporti finanziari al 30 giugno 2017 sono di seguito analizzati:

(milioni di euro)
		30.06.2017				Primo semestre 2017
Denominazione	Disponibilità liquide ed equivalenti	Crediti (1)	Debiti	Impegni	Oneri	Proventi	Derivati
Serfactoring SpA	-	3	-	-	-	-	-
Totale rapporti con parti correlate	-	3	-	-	-	-	-

(1) Esposti nello stato patrimoniale per 3 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:

		31.12.2016			30.06.2017
(milioni di euro)	Totale	Entità correlate	Incidenza %	Totale	Entità correlate	Incidenza %
Passività finanziarie a breve	152	-	-	134	-	-
Passività finanziarie a lungo termine
(comprensive delle quote a breve termine)	3.248	-	-	3.237	-	-
Totale	3.400	-	-	3.371	-	-

		Primo semestre 2016			Primo semestre 2017
(milioni di euro)	Totale	Entità correlate	Incidenza %	Totale	Entità correlate	Incidenza %
Proventi finanziari	636	4	0,63	129	-	-
Oneri finanziari	(676)	(24)	3,55	(316)	-	-
Strumenti derivati	(30)	(353)	1.176,67	72	-	-
Altri proventi (oneri) operativi	1	-	-	-	-	-
Totale	(69)	(373)		(115)	-	-

I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella:

(milioni di euro)	30.06.2016	30.06.2017
Ricavi e proventi	636	1.042
Costi e oneri	(107)	(33)
Proventi (oneri) finanziari e strumenti derivati	(373)	-
Variazione crediti/debiti commerciali e altri	11	(80)
Flusso di cassa netto da attività operativa	167	929
Variazione crediti finanziari	3	-
Flusso di cassa netto da attività di investimento	3	-
Variazione debiti finanziari	(5.995)	-
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento	(5.995)	-
Flusso di cassa totale verso entità correlate	(5.825)	929

L'incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:

		30.06.2016		30.06.2017
(milioni di euro)	Totale	Entità correlate	Incidenza %	Totale	Entità correlate	Incidenza %
Flusso di cassa da attività di periodo	187	167	89,30	63	929	1.474,60
Flusso di cassa da attività di investimento	(66)	3	(4,55)	(147)	-	-
Flusso di cassa da attività di finanziamento (*)	(2.953)	(5.995)	203,01	38	-	-

(*) 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 2017 delle imprese consolidate con il metodo del working interest, confrontati con lo stesso periodo dell'anno precedente, sono i seguenti:

30.06.2016 (milioni di euro)	30.06.2017
Capitale investito netto (53)	(55)
Totale attività 67	61
Totale attività correnti 67	61
Totale attività non correnti -	-
Totale passività 66	61
Totale passività correnti 66	61
Totale passività non correnti -	-
Totale ricavi 7	4
Totale costi operativi (7)	(4)
Utile operativo -	-
Utile (perdita) di periodo -	-

Eventi e operazioni significativi e non ricorrenti 48

Nel primo semestre 2016 e nel primo semestre 2017 non si segnalano eventi e/o operazioni significativi non ricorrenti.

Transazioni derivanti da operazioni atipiche e inusuali 49

Nel primo semestre 2016 e nel primo semestre 2017 non si segnalano operazioni atipiche e inusuali.

Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo 50

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 51

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 2017:

due conti correnti (rif. nota 5) sono bloccati per un totale di 78 milioni di euro equivalenti;
i crediti commerciali (rif. nota 7) ammontano a 42 milioni di euro, tutti scaduti e non svalutati;
i lavori in corso (rif. nota 8) relativi a progetti realizzati ammontano a 33 milioni di euro;
gli acconti (rif. nota 18) ammontano a 1 milione di euro;
i fondi perdite future (rif. nota 23) per progetti realizzati ammontano a 2 milioni di euro;
le garanzie (rif. nota 34) su progetti realizzati ammontano a 623 milioni di euro.

Altre informazioni: verifica ispettiva Consob 52

Il 7 novembre 2016 Consob – ai sensi dell'art. 115, comma 1, lett. c) del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58 – ha avviato una verifica ispettiva nei confronti di Saipem SpA "al fine di acquisire documentazione e ogni altro elemento informativo utile in merito a:

le modalità di individuazione e determinazione delle svalutazioni esplicitate nel comunicato diffuso al pubblico il 25 ottobre 2016, anche in relazione al processo di formazione del Piano Strategico 2017-2020;
l'eventuale sussistenza delle circostanze originanti dette svalutazioni in epoca antecedente al predetto comunicato".

Attestazione del bilancio semestrale abbreviato ai sensi dell'art. 81-ter del Regolamento Consob n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modifiche e integrazioni

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 semestrale abbreviato al 30 giugno 2017 e nel corso del primo semestre 2017.

Le procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio semestrale abbreviato al 30 giugno 2017 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.
Si attesta, inoltre che:

3.1 il bilancio semestrale abbreviato:

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 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 2017

/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

Sito internet: www.saipem.com Centralino: +39-0244231

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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2017

Missione

Valori

Disclaimer

I Paesi di attività di Saipem

EUROPA

AMERICHE

CSI

AFRICA

MEDIO ORIENTE

ESTREMO ORIENTE E OCEANIA

Organi sociali e di controllo di Saipem SpA

RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE CONSOLIDATA al 30 giugno 2017

Risultati del semestre

Struttura partecipativa del Gruppo Saipem

Saipem SpA

Nota sull'andamento del titolo Saipem SpA

Glossario

Termini finanziari

Attività operative

ANDAMENTO OPERATIVO

Il contesto di mercato

Le acquisizioni e il portafoglio

ordini acquisiti per area geografica

portafoglio ordini per area geografica

Gli investimenti

Engineering & Construction Offshore

Quadro generale

Il contesto di mercato di riferimento

Gli investimenti

Le acquisizioni

Le realizzazioni

Nel Mare del Nord:

Mezzi navali al 30 giugno 2017

Engineering & Construction Onshore

Quadro generale

Il contesto di mercato di riferimento

Gli investimenti

Le acquisizioni

Le realizzazioni

Negli Emirati Arabi Uniti:

In Kuwait:

Floaters

Drilling Offshore

Quadro generale

Il contesto di mercato di riferimento

Le acquisizioni

Gli investimenti

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

Riconciliazione EBIT adjusted - EBIT

Gruppo Saipem - Conto economico adjusted

Risultato operativo adjusted e costi per destinazione

Engineering & Construction Offshore

Engineering & Construction Onshore

Floaters

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)

Principali indicatori reddituali e finanziari

Return On Average Capital Employed (ROACE)

Return On Average Capital Employed (ROACE) operative

Indebitamento finanziario netto e leverage

Sostenibilità