Saipem

Interim / Quarterly Report • Aug 5, 2019

Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2019

Missione

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

Valori

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

Disclaimer

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

Alcuni dei rischi citati risultano meglio approfonditi nelle Relazioni Finanziarie.

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

I Paesi di attività di Saipem

EUROPA

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

AMERICHE

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

CSI

Azerbaijan, Georgia, Kazakhstan, Russia

AFRICA

Algeria, Angola, Congo, Egitto, Ghana, Libia, Marocco, Mauritania, Mozambico, Namibia, Nigeria, Senegal, Sudafrica, Tunisia, Uganda

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

ESTREMO ORIENTE E OCEANIA Australia, Cina, Corea del Sud, Giappone, India, Indonesia, Malaysia, Pakistan, Singapore, Taiwan, Thailandia, Vietnam

Organi sociali e di controllo di Saipem SpA

CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE1 Presidente Francesco Caio

Amministratore Delegato (CEO) Stefano Cao

Consiglieri Maria Elena Cappello, Claudia Carloni, Paolo Fumagalli, Federico Ferro-Luzzi, Ines Mazzilli, Pierfrancesco Latini3, Paul Schapira

COLLEGIO SINDACALE2 Presidente Mario Busso

Sindaci effettivi Giulia De Martino Riccardo Perotta

Sindaci supplenti Francesca Michela Maurelli Maria Francesca Talamonti

Società di revisione

KPMG SpA4

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

(2) Nominato dall'Assemblea del 28 aprile 2017 per tre esercizi e comunque fino alla data dell'Assemblea per l'approvazione del bilancio al 31 dicembre 2019. Nominato Consigliere per cooptazione con delibera del Consiglio di Amministrazione del 5 dicembre 2018 e confermato Consigliere con l'Assemblea del

(3) 30 aprile 2019.

(4) L'Assemblea del 3 maggio 2018 ha deliberato di conferire a KPMG SpA l'incarico di revisione legale dei conti per gli esercizi 2019-2027.

RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE CONSOLIDATA al 30 giugno 2019

Risultati del semestre Struttura partecipativa del Gruppo Saipem	2 3
Relazione intermedia sulla gestione
Nota sull'andamento del titolo Saipem SpA	8
Andamento operativo
Assetto organizzativo	10
Il contesto di mercato	10
Le acquisizioni e il portafoglio	11
Gli investimenti	12
Engineering & Construction Offshore	13
Engineering & Construction Onshore	18
Drilling Offshore	23
Drilling Onshore	25
Commento ai risultati economico-finanziari	27
Riorganizzazione: impatti sul reporting	27
Risultati economici	27
Situazione patrimoniale e finanziaria	32
Rendiconto finanziario riclassificato	34
Principali indicatori reddituali e finanziari	36
Sostenibilità	37
Attività di ricerca e sviluppo	38
Salute, sicurezza e ambiente	42
Risorse umane	44
Sistema informativo	49
Gestione dei rischi d'impresa	51
Altre informazioni	65
Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati	67
utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori
Glossario	69
Bilancio consolidato semestrale abbreviato
Schemi di bilancio	76
Note illustrative al bilancio consolidato semestrale abbreviato	83
Informazioni relative alla censura formulata dalla Consob ai sensi dell'art. 154-ter, comma 7,	139
del D.Lgs. n. 58/1998 e alla comunicazione degli Uffici di Consob in data 6 aprile 2018
Attestazione a norma delle disposizioni dell'art. 154-bis,	143
comma 5 del D.Lgs. n. 58/1998 (Testo Unico della Finanza)
Relazione della Società di revisione	144

Risultati del semestre

Nel primo semestre del 2019 Saipem ha registrato una buona performance operativa. I ricavi ammontano a 4.519 milioni di euro, in aumento del 19%, grazie all'incremento registrato in tutte le divisioni, in particolar modo nelle divisioni Engineering & Construction Onshore e Offshore. Il settore Engineering & Construction Offshore ha espresso il 44% dei ricavi; l'Engineering & Construction Onshore il 44% dei ricavi; il Drilling Offshore il 6% dei ricavi e il Drilling Onshore il 6% dei ricavi.

L'EBITDA adjusted ammonta a 606 milioni di euro, 531 milioni di euro al netto degli effetti dell'applicazione dell'IFRS 16 (483 milioni di euro nel primo semestre del 2018); l'aumento è riconducibile a una buona efficienza operativa in entrambe le divisioni Engineering & Construction.

Il risultato netto adjusted ammonta a 60 milioni di euro, rispetto ai 6 milioni di euro del primo semestre del 2018, miglioramento pressoché in linea con la variazione registrata nel risultato operativo adjusted, 53 milioni di euro; in particolare il peggioramento del saldo della gestione finanziaria e del risultato di terzi è in buona parte compensato dal miglioramento della gestione fiscale.

Il risultato netto ammonta a 14 milioni di euro (perdita di 323 milioni di euro nel primo semestre del 2018) e sconta, rispetto al risultato netto adjusted, i seguenti special items:

• svalutazione di un jack-up e del relativo circolante per 21 milioni di euro; il mezzo è stato parzialmente svalutato in quanto si prevede, per la conclusione del contratto in portafoglio, la sua sostituzione con un impianto a noleggio da terzi a partire da marzo 2020;
• oneri da riorganizzazione per 25 milioni di euro.

L'indebitamento finanziario netto al 30 giugno 2019, ante effetti lease liability IFRS 16, ammonta a 1.043 milioni di euro, registrando un decremento di 116 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2018 (1.159 milioni di euro). L'indebitamento finanziario netto comprensivo della lease liability IFRS 16 (531 milioni di euro) ammonta a 1.574 milioni di euro.

Gli investimenti tecnici effettuati nel corso del primo semestre del 2019, principalmente riferiti a interventi di manutenzione e upgrading, ammontano a 135 milioni di euro (313 milioni di euro nel primo semestre del 2018).

Nel corso del primo semestre del 2019 Saipem ha acquisito nuovi ordini per un totale di 9.537 milioni di euro (3.986 milioni di euro nel primo semestre del 2018). Il portafoglio ordini al 30 giugno 2019 ammonta a 17.637 milioni di euro (5.093 milioni di euro nell'Engineering & Construction Offshore, 11.144 milioni di euro nell'Engineering & Construction Onshore, 814 milioni di euro nel Drilling Offshore e 586 milioni di euro nel Drilling Onshore), di cui 3.574 milioni di euro da realizzarsi nel 2019.

Il portafoglio ordini comprensivo di società non consolidate al 30 giugno 2019 ammonta a 19.435 milioni di euro (5.093 milioni di euro nell'Engineering & Construction Offshore, 12.942 milioni di euro nell'Engineering & Construction Onshore, 814 milioni di euro nel Drilling Offshore e 586 milioni di euro nel Drilling Onshore), di cui 3.748 milioni di euro da realizzarsi nel 2019.

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 2019, in un contesto di volatilità dei corsi azionari del settore Oil&Gas, la quotazione delle azioni ordinarie Saipem presso la Borsa Italiana ha registrato un incremento del 36%, battendo i principali indici di riferimento. Nello stesso periodo l'indice settoriale americano OSX, che raggruppa le società di servizi all'industria petrolifera, ha infatti registrato un decremento dell'1%, mentre l'indice FTSE MIB, il listino dei maggiori titoli italiani, ha registrato un incremento pari al 16%. Il titolo Saipem apre il 2019 in una fase di solida ripresa dei mercati finanziari internazionali, che hanno invertito la rotta rispetto al trend ribassista iniziato dall'autunno 2018, causato principalmente dalle tensioni commerciali tra Stati Uniti, Cina e Russia.

L'azione fa registrare il prezzo minimo del semestre, pari a 3,22 euro, il primo giorno di apertura, il 2 gennaio, per poi intraprendere una solida fase di ripresa supportata dall'aggiudicazione di una serie di importanti contratti, principalmente in Egitto, Russia e Arabia Saudita.

La presentazione dei risultati annuali del 2018, alla fine del mese di febbraio, e le aspettative di un miglioramento delle prospettive del settore dei servizi energetici, in particolare un forte incremento della domanda di gas naturale liquefatto nei prossimi anni, contribuiscono a sostenere l'azione Saipem, che raggiunge il picco del semestre l'8 aprile, sfiorando i 5 euro e chiudendo a 4,99 euro.

Nel mese di aprile l'orientamento positivo dei mercati borsistici internazionali inverte la direzione e prevale una maggior prudenza verso le prospettive dell'economia mondiale, anche a causa delle nuove tensioni geopolitiche tra gli Stati Uniti e la Cina. Fatto salvo un breve rimbalzo del titolo, a valle dei buoni risultati del primo trimestre e della risoluzione amichevole di un lungo contenzioso internazionale con un importante cliente, anche il titolo Saipem, in linea con quelli del settore di riferimento, viene trascinato dal trend ribassista dei mercati azionari fino a toccare i 3,84 euro il 31 maggio.

A inizio giugno la tendenza cambia nuovamente direzione: i timori sulle prospettive macroeconomiche sembrano gradualmente rientrare e i mercati borsistici internazionali segnano una ripresa. La notizia dell'aggiudicazione da parte della Divisione Engineering & Construction Onshore di Saipem del contratto da 6 miliardi di dollari relativo al progetto GNL Anadarko in Mozambico, rinvigorisce il trend dell'azione, che risale fino a 4,32 euro l'11 giugno.

La seconda metà del mese è caratterizzata da nuove tensioni geopolitiche che coinvolgono alcuni Paesi produttori (principalmente Libia e Iran), facendo salire il prezzo del petrolio e i titoli del comparto, inclusi i servizi. Nonostante la notevole volatilità del primo semestre 2019, il titolo Saipem chiude a fine giugno in decisa ripresa a 4,38 euro.

A fine giugno la capitalizzazione di mercato di Saipem era circa 4,4 miliardi di euro. In termini di liquidità, i volumi trattati nell'anno sono stati di poco superiori al miliardo (1,4 miliardi di euro nel primo semestre dell'anno precedente), con una media giornaliera di periodo a 8,4 milioni di euro, in calo rispetto agli 11 milioni di euro del primo semestre 2018. Il controvalore degli scambi è stato di 4,5 miliardi di euro, in calo rispetto ai 5,1 miliardi di euro del primo semestre dell'anno scorso.

Per quanto riguarda le azioni di risparmio, convertibili alla pari in azioni ordinarie, a fine giugno 2019 il loro numero era di 10.598. Il prezzo delle azioni di risparmio, significativamente influenzato dalla scarsa liquidità, ha registrato un incremento del 5,5% durante il primo semestre dell'anno in corso, passando da 40,0 euro al 2 gennaio a 42,2 euro a fine giugno.

Quotazioni alla Borsa Valori di Milano	(euro)	2015	2016	2017	2018	1° semestre 2019
Azioni ordinarie:
- massima		16,06	9,17	5,65	5,43	4,99
- minima		8,94	3,02	2,96	3,10	3,22
- media		11,33	4,23	3,83	3,98	4,30
- fine periodo		9,47	5,36	3,83	3,25	4,38
Azioni di risparmio:
- massima		110,71	62,00	60,00	41,80	42,20
- minima		58,27	39,00	40,00	40,00	40,00
- media		96,28	57,17	46,13	40,27	40,29
- fine periodo		58,27	54,10	40,00	40,00	42,20

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

Saipem e FTSE MIB - Valori medi mensili gennaio 2014-luglio 2019

ANDAMENTO OPERATIVO

Assetto organizzativo

Saipem è una società leader nelle attività di ingegneria, di perforazione e di realizzazione di grandi progetti nei settori dell'energia e delle infrastrutture. È una one company organizzata in cinque divisioni di business: Engineering & Construction Offshore, Engineering & Construction Onshore, Drilling Offshore, Drilling Onshore e XSIGHT. Il processo di divisionalizzazione concluso nel mese di dicembre 2018 ha assegnato piena autonomia alle singole divisioni, in particolare in ambito commerciale, esecuzione progetti, tecnologia e Ricerca & Sviluppo, strategie di business, partnership, etc.

La Divisione Engineering & Construction Offshore occupa una posizione di leadership nell'ambito delle costruzioni offshore, con un forte orientamento verso le attività del settore Oil&Gas in aree remote e in acque profonde. Supporta i clienti sin dalle fasi iniziali dei progetti e durante l'intero processo di sviluppo. Offre un'ampia gamma di prodotti e servizi, tra cui piattaforme, pipeline, sviluppo di campi sottomarini e attività di MMO (Maintenance, Modification and Operation), a cui si aggiungono le attività di decommissioning e delle rinnovabili con le windfarm.

La Divisione Engineering & Construction Onshore progetta e realizza impianti, pipeline, stazioni di pompaggio o compressione, terminali; fornisce una gamma completa di servizi integrati di ingegneria, approvvigionamento, project management e costruzione, rivolgendosi principalmente ai mercati dell'industria petrolifera, delle grandi infrastrutture civili e marine e delle attività ambientali.

La Divisione Drilling Offshore opera in qualità di international contractor, offrendo servizi di perforazione offshore relativi a tutte le tipologie di impianti di perforazione e in tutte le aree geografiche.

La Divisione Drilling Onshore opera nel settore dell'Oil&Gas in qualità di international contractor, offrendo servizi di perforazione onshore relativi a tutte le tipologie di impianti di perforazione e in tutte le aree geografiche.

XSIGHT rappresenta la start-up del Gruppo Saipem; fornisce servizi d'avanguardia, ad alto valore aggiunto e altamente innovativi, destinati a tutto il settore Energy, incluse le energie rinnovabili e verdi. La Divisione XSIGHT lavora sul miglioramento dell'efficienza dei servizi di ingegneria attraverso processi semplificati e modelli innovativi di digitalizzazione. Oltre all'ingegneria propone un'ampia offerta di servizi: sviluppo finanziario, consulenza, stakeholder management e risk management.

Il contesto di mercato

Dopo un periodo di forte crescita iniziato nel corso del 2016, l'economia mondiale ha mostrato un rallentamento durante la seconda metà dello scorso anno. Per il 2019 si prevede che il prodotto interno lordo mondiale cresca intorno al 3,3% rispetto all'anno precedente, in significativa riduzione rispetto al 3,8% registrato nel 2018 sul 2017. A livello regionale nell'area euro hanno pesato negativamente sull'andamento 2019 diversi fattori, tra i quali il principale è rappresentato dalla riduzione della domanda interna; negli Stati Uniti i difficili rapporti con la Cina e le sanzioni imposte all'Iran hanno contribuito a una riduzione della crescita economica, che si prospetta per l'anno in corso intorno al 2,3% rispetto al 2018; complessivamente i mercati emergenti hanno registrato un ulteriore rallentamento della crescita, in particolare in Cina, a seguito della diminuzione degli investimenti interni e dell'export verso gli Stati Uniti. Alcuni segnali di ripresa si sono registrati invece nei mercati del Sud America e nell'Africa Sub-Sahariana.

Il prezzo del petrolio durante i primi mesi del 2019 ha registrato un valore medio intorno ai 66 dollari al barile, in decremento rispetto ai 70 dollari al barile raggiunti nel 2018. L'andamento oscillatorio del prezzo ha riflettuto il perdurare di un eccesso di offerta di idrocarburi sul mercato; quest'ultimo fattore non è risultato sufficientemente bilanciato dai tagli produttivi stabiliti dall'alleanza dei Paesi OPEC e dell'emergere di diversi fattori di instabilità geopolitica, tra i quali le tensioni tra Stati Uniti e Iran e la difficile relazione tra Stati Uniti e Cina.

Per quanto riguarda gli investimenti nelle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi, le aspettative per il 2019 confermano un aumento dei volumi rispetto al 2018, in linea con il trend positivo registrato a partire dal 2016. Dopo diversi anni in cui il Nord America aveva trainato la crescita degli investimenti, in particolare negli sviluppi non convenzionali nel mercato delle perforazioni terra, le stime di spesa per il 2019 nell'area nordamericana registrano un lieve ridimensionamento, compensato da una crescita nei restanti mercati, in particolare Asia-Pacifico, Africa e America Latina. Nel corso del 2019, nonostante si siano registrati alcuni ritardi nelle decisioni finali di investimento, l'attuale prezzo del petrolio rimane al di sopra della soglia di economicità della maggior parte dei progetti in fase di studio, fornendo un supporto alle aspettative di crescita negli investimenti.

A seguito di un lungo periodo di flessione del mercato, iniziato nella seconda metà del 2014, le principali società del settore al fine di rimanere competitive hanno dovuto adattarsi a un contesto industriale caratterizzato da minori volumi di attività, promuovendo una strategia di riduzione costi e di ridimensionamento. Sono stati messi in atto programmi di ristrutturazione e operazioni di fusione e incorporazione, al fine di rimanere il più possibile competitivi sul mercato, rafforzando la propria struttura finanziaria e diversificando i business tradizionali, anche al di fuori del mercato Oil&Gas.

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attribuibile all'attività Engineering & Construction Offshore, il 63% all'attività Engineering & Construction Onshore, il 5% al Drilling Offshore e il 3% al Drilling Onshore.

Il 94% degli ordini è da eseguirsi all'estero; quelli verso le imprese del Gruppo Eni rappresentano il 2% del portafoglio totale. La

ordini acquisiti per area geografica

portafoglio ordini per area geografica

		Gruppo Saipem - Ordini acquisiti nel primo semestre 2019
Esercizio			Primo semestre		Primo semestre
2018		(milioni di euro)	2018		2019
Importi	%		Importi	%	Importi	%
3.182	36	Saipem SpA	2.893	73	886	9
5.571	64	Imprese del Gruppo	1.093	27	8.651	91
8.753	100	Totale	3.986	100	9.537	100
4.189	48	Engineering & Construction Offshore	1.573	39	2.102	22
4.085	46	Engineering & Construction Onshore	2.298	58	6.821	71
234	3	Drilling Offshore	59	2	354	4
245	3	Drilling Onshore	56	1	260	3
8.753	100	Totale	3.986	100	9.537	100
1.117	13	Italia	1.012	25	102	1
7.636	87	Estero	2.974	75	9.435	99
8.753	100	Totale	3.986	100	9.537	100
557	6	Gruppo Eni	105	3	261	3
8.196	94	Terzi	3.881	97	9.276	97

8.753 100 Totale 3.986 100 9.537 100

Le acquisizioni e il portafoglio

Le acquisizioni di nuovi ordini nel corso del primo semestre del 2019 ammontano a 9.537 milioni di euro (3.986 milioni di euro nel corrispondente periodo del 2018).

Delle acquisizioni complessive, il 22% riguarda l'attività Engineering & Construction Offshore, il 71% l'attività Engineering & Construction Onshore, il 4% il Drilling Offshore e il 3% il Drilling Onshore.

Le acquisizioni all'estero rappresentano il 99% del totale; le acquisizioni di contratti da imprese del Gruppo Eni il 3%. Le acquisizioni della Capogruppo Saipem SpA sono state il 9% di quelle complessive.

Il portafoglio ordini residuo al 30 giugno ammonta a 17.637 milioni di euro (12.619 milioni di euro al 31 dicembre 2018). Il portafoglio ordini residuo comprensivo di società non consolidate: 19.435 milioni di euro (14.463 milioni di euro al 31 dicembre 2018).

Per quanto riguarda l'articolazione per settori di attività, il 29% del portafoglio ordini residuo è

		Gruppo Saipem - Portafoglio ordini al 30 giugno 2019
30.06.2018			(milioni di euro)	31.12.2018		30.06.2019
Importi	%			Importi	%	Importi	%
5.576	44	Saipem SpA		4.877	39	4.344	25
7.004	56	Imprese del Gruppo		7.742	61	13.293	75
12.580	100	Totale		12.619	100	17.637	100
4.467	36	Engineering & Construction Offshore		4.981	39	5.093	29
6.663	53	Engineering & Construction Onshore		6.323	50	11.144	63
785	6	Drilling Offshore		716	6	814	5
665	5	Drilling Onshore		599	5	586	3
12.580	100	Totale		12.619	100	17.637	100
1.297	10	Italia		1.202	10	1.119	6
11.283	90	Estero		11.417	90	16.518	94
12.580	100	Totale		12.619	100	17.637	100
493	4	Gruppo Eni		488	4	419	2
12.087	96	Terzi		12.131	96	17.218	98
12.580	100	Totale		12.619	100	17.637	100

Capogruppo Saipem SpA ha in carico il 25% del portafoglio ordini residuo.

Gli investimenti

Gli investimenti tecnici effettuati nel primo semestre del 2019 ammontano a 135 milioni di euro (313 milioni di euro nel primo semestre 2018) e hanno principalmente riguardato:

• per l'Engineering & Construction Offshore 78 milioni di euro: lavori di classe della nave Saipem Constellation, attività di upgrading dell'S7000 e interventi di mantenimento e upgrading di mezzi esistenti;

• per l'Engineering & Construction Onshore 6 milioni di euro: acquisto e mantenimento di attrezzature;

• per il Drilling Offshore 18 milioni di euro: upgrading della nave di perforazione Saipem 12000 per l'acquisto del secondo BOP e lavori di classe, oltre a interventi di manutenzione e upgrading sugli altri mezzi;
• per il Drilling Onshore 33 milioni di euro: upgrading di impianti destinati a operare in Kazakhstan, Arabia Saudita e Sud America, nonché interventi di mantenimento e upgrading di mezzi esistenti.

In sintesi, gli investimenti del primo semestre del 2019 presentano la seguente articolazione:

Investimenti
Esercizio 2018	(milioni di euro)	2018	Primo semestre 2019
58	Saipem SpA	292	21
426	Imprese del Gruppo	21	114
485	Totale	313	135
345	Engineering & Construction Offshore	262	78
28	Engineering & Construction Onshore	8	6
66	Drilling Offshore	25	18
46	Drilling Onshore	18	33
485	Totale	313	135

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

Engineering & Construction Offshore

Quadro generale

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La Divisione Engineering & Construction Offshore di Saipem è un "Global Solution Provider" leader nel campo dell'industria energetica incentrato sugli sviluppi offshore in ambito Oil & Non Oil. L'ambito di attività riguarda le sfide che ci propongono i nostri clienti dalla fase di pre-FID (Final Investment Decision) fino allo sviluppo del capex, estendendo i nostri servizi a tutte le attività di Life of Field, comprese operazioni di manutenzione, modifiche e migliorie, arrivando fino alla fase di decommissioning degli impianti.

Saipem persegue tale obiettivo grazie a una competenza ingegneristica e di project management di eccellenza, un approccio tecnologico forte e innovativo, una solida presenza in mercati strategici con cantieri di fabbricazione in Nigeria, Angola, Brasile, Arabia Saudita e Indonesia, una flotta avanzata e completa in grado di realizzare un'ampia gamma di progetti nelle più svariate condizioni operative e ambientali.

Il portafoglio tecnologico della Divisione comprende diverse soluzioni alternative, dalla robotica ai sistemi di trattamento sottomarini, come HyDrone, la nuova generazione di piattaforme ROV residenti e autonome, o SPRINGS, il sistema di iniezione e trattamento delle acque sottomarine, sviluppato con Total e Veolia. Inoltre, la Divisione Engineering & Construction Offshore di Saipem si impegna costantemente per ottimizzare i processi produttivi, migliorando il materiale e le tecnologie di saldatura (come l'"Internal Plasma Welding" per tubazioni rivestite), ma anche promuovendo l'automazione e la digitalizzazione. Saipem applica il suo spirito innovativo e creativo anche allo sviluppo di progettazioni rivoluzionarie; è il caso delle fondamenta di Hexafloat, il nuovo parco eolico galleggiante.

La Divisione utilizza tutte le risorse sopra elencate per la continua ricerca del massimo livello di sicurezza per le persone e l'ambiente, nell'interesse di tutti i suoi stakeholder.

Grazie al connubio tra asset e capacità, la Divisione si concentra sui tre mercati strategici del sottomarino, del tradizionale e delle condotte, e mira alla diversificazione del portafoglio tramite tre mercati (manutenzione, modifiche e migliorie; parchi eolici offshore e decommissioning), in modo da accompagnare i nostri clienti nel percorso di transizione energetica.

La Divisione Engineering & Construction Offshore di Saipem sta seguendo un modello "asset light", gestendo attivamente il proprio portafoglio di asset con l'obiettivo di adattare la flotta alle necessità del mercato strategico in cui si inserisce.

Saipem serve il mercato sottomarino grazie a navi estremamente versatili, tra cui la FDS e la FDS 2, i fiori all'occhiello della flotta. La nave FDS 2, un monoscafo lungo 183 metri e largo 32 metri, con un avanzato sistema di posizionamento dinamico (DP classe 3) e un sistema di prefabbricazione di tubi, è dotata di una torre di varo a "J" verticale con una capacità di ritenuta di 2.000 tonnellate in grado di posare tubi in quadruplo giunto di diametro fino a 36 pollici, e di posare con configurazione a "S". Il mezzo, grazie anche alla gru da 1.000 tonnellate e due verricelli da 750 e 500 tonnellate, è idoneo all'esecuzione dei progetti più complessi in acque profonde. La nave FDS è dotata invece di un sistema di posizionamento dinamico, una gru con capacità di sollevamento di 600 tonnellate e un sistema per la posa di condotte in grado di lavorare in acque profonde oltre 2.000 metri.

La nave Saipem Constellation, posatubi rigidi e flessibili in modalità reel-lay e di sviluppo sottomarino, completa le capacità di Saipem nel mercato sottomarino. Il mezzo, con il suo sistema di posizionamento dinamico (DP classe 3), la classificazione Ice Class A1, le capacità di posa multipla fino a 800 tonnellate, la gru da 3.000 tonnellate, rappresenta da un lato una nave unica nella categoria "one-stop-shop" per eseguire complessi progetti in acque profonde, e dall'altro lato possiede tutte le capacità per servire il mercato tradizionale in modo sicuro ed efficiente.

Nel mercato delle condotte, tra la flotta di proprietà Saipem, spicca la nave posatubi Castorone, un monoscafo lungo 330 metri e largo 39 metri, che è stato progettato per eseguire i più sfidanti progetti di posa per grandi diametri e alte profondità, 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 con una capacità di tensionamento fino a 1.500 tonnellate, la linea di varo a elevata automazione, lo stinger modulare per il varo sia a basse che ad alte profondità con un avanzato sistema di controllo e la possibilità di lavorare in ambienti estremi.

La flotta Saipem comprende anche la nave semisommergibile Saipem 7000, dotata di un sistema di posizionamento dinamico con capacità di sollevamento di 14.000 tonnellate

e in grado di posare condotte sottomarine in acque ultra-profonde con il sistema a "J", idoneo a mantenere in sospensione durante la posa un peso complessivo di 1.450 tonnellate. Saipem 7000 rappresenta un solido asset in grado di servire diversi mercati, e sta dimostrando la sua affidabilità nell'esecuzione di svariati progetti di decommissioning e parchi eolici offshore.

Inoltre, la Divisione gestisce alcuni asset tattici, di proprietà o a noleggio, che permettono un'ulteriore flessibilità nella gestione del portafoglio di opportunità di Saipem.

Alcune di queste navi tattiche sono, per esempio, la Saipem 3000, in grado di posare linee flessibili, ombelicali e sistemi di ormeggio in acque profonde fino a 3.000 metri e di installare strutture fino a 2.200 tonnellate, 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.

Il contesto di mercato di riferimento

Il contesto di mercato continua a essere difficile, con timidi segnali di ripresa che si concretizzano in un aumento sia dei costi capex a carico delle compagnie petrolifere sia del numero di decisioni finali di investimento, nonostante tale ripresa non riesca ad attenuare la concorrenza in un ambiente ancora caratterizzato da un'offerta eccessiva che si traduce in dinamiche di prezzo competitive.

Tale ambiente promuove sempre più un impegno anticipato di risorse e asset, principalmente attraverso FEED competitivi eseguiti in anticipo rispetto alle decisioni finali di investimento.

L'Africa Occidentale subisce ancora qualche incertezza nei Paesi chiave, come la Nigeria, dove fattori esogeni influenzano negativamente il ritmo degli investimenti, situazione compensata solo parzialmente dall'emergere delle nuove province petrolifere dell'Africa Occidentale, in particolare il Senegal e la Mauritania.

Il numero di prospettive sta aumentando in Brasile, dove Petrobras, insieme ad altre major, sta costruendo diverse pipeline in acque profonde, che contribuiscono a ristabilire un ruolo predominante del Paese per il mercato sottomarino.

Il volume degli ordini in Medio Oriente sta raggiungendo valori mai raggiunti, in primo luogo grazie all'importante piano di investimenti in Arabia Saudita finalizzato all'espansione di giacimenti già attivi e allo sviluppo di nuovi, e alle rinnovate prospettive di crescita nella produzione Oil&Gas negli Emirati Arabi e in Qatar.

Il livello degli investimenti nell'Europa del Nord soffre ancora il ritardo causato dalla riorganizzazione industriale dopo la crisi degli ultimi anni. Nella regione il settore dei parchi eolici offshore offre diverse opportunità, anche se talvolta i tempi per l'effettiva realizzazione di tali progetti devono risolvere problematiche legate al local content e all'ambientalismo. La regione offre anche considerevoli prospettive di decommissioning.

La regione dell'Asia-Pacifico sta offendo sempre più opportunità nei mercati tradizionali, sottomarini e pipeline, con Australia e Indonesia tra i primi Paesi in termini di opportunità emergenti. L'area è caratterizzata anche dall'aumento dello sviluppo dei parchi eolici offshore.

Nel Golfo del Messico i livelli di sviluppo sono rimasti gli stessi degli scorsi anni, con focalizzazione sugli sviluppi del mercato sottomarino caratterizzato da una forte concorrenza. In Guyana le attività di esplorazione stanno procedendo con successo, confermando quindi il potenziale del Paese in termini di attività in acque profonde.

Il Mediterraneo, in qualità di corridoio del gas che ospita hub europei, rimane un'area di interesse per il futuro.

Gli investimenti

Nella Divisione Engineering & Construction Offshore gli investimenti sostenuti nel corso del primo semestre del 2019 sono principalmente riconducibili a interventi di mantenimento e upgrading di mezzi esistenti.

Le acquisizioni

Le acquisizioni più significative nel corso del primo semestre del 2019 sono relative a:

• per conto di Saudi Aramco, due contratti EPCI, nell'ambito del Long Term Agreement in essere con il cliente, per lo sviluppo di campi offshore a Berri e Marjan, situati nel Golfo Persico. Le attività riguarderanno la progettazione, l'approvvigionamento, la costruzione e l'installazione di sistemi sottomarini, la posa delle relative condotte, cavi e ombelicali e relative piattaforme;
• per conto di BP, il progetto EPCI Tortue, che verrà realizzato in consorzio con la società francese Eiffage, al confine tra le acque territoriali della Mauritania e del Senegal, e che prevede l'ingegneria, l'approvvigionamento, la costruzione e l'installazione di ormeggi e strutture d'attracco.

Le realizzazioni

Di seguito si riportano i maggiori e più significativi progetti in esecuzione o completati nel corso del primo semestre del 2019.

In Arabia Saudita:

• per conto di Saudi Aramco, nell'ambito dei progetti Safanya e Marjan Zuluf, sono state ultimate le attività di installazione offshore per l'ingegneria, l'approvvigionamento, la fabbricazione, il trasporto e l'installazione di sette piattaforme, condotte e cavi nei campi Zuluf e Marjan;

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• per conto di Saudi Aramco sono terminate le attività di installazione offshore in relazione al progetto 19 jacket, che prevedeva l'ingegneria, l'approvvigionamento, la fabbricazione, il trasporto e l'installazione di diciannove jacket;
• per conto di Saudi Aramco stanno per essere ultimate le attività di hook up e messa in servizio per il contratto Abu Safah, che prevede le fasi di ingegneria, approvvigionamento, fabbricazione, trasporto e installazione per la realizzazione di due jacket, due deck, condotte flessibili e cavi compositi nel campo;
• per conto di Saudi Aramco sono state ultimate le attività di fabbricazione e installazione relative a Manifa per l'ingegneria, l'approvvigionamento, la fabbricazione, il trasporto e l'installazione di condotte onshore/offshore con approdo a terra;
• per conto di Al Khafji Joint Operations (KJO) stanno per essere ultimate attività di ingegneria e approvvigionamento per il contratto Laying of new hout crude, che include le fasi di ingegneria, approvvigionamento, costruzione, installazione e avvio di una nuova condotta per il trasporto di petrolio greggio;
• per conto di Saudi Aramco sono iniziate le attività di ingegneria e procurement nell'ambito dei progetti Berri (LTA-34) e Marjan (LTA-35), che includono l'ingegneria, l'approvvigionamento, la costruzione e l'installazione di sistemi sottomarini, la posa delle relative condotte, cavi e ombelicali e relative piattaforme;
• per conto di Saudi Aramco la mobilitazione del personale ha dato il via al progetto EPCI LTA-43, che prevede l'ingegneria, l'approvvigionamento, la costruzione e l'installazione di condotte sottomarine.

In Qatar, per conto di Barzan, sono terminate le attività di ingegneria e approvvigionamento e sono iniziate le attività di installazione relative ai contratti Barzan Novated Items & Pipeline, che prevedono le fasi di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e installazione relative a due condotte di esportazione e interconnessione, collegando elementi tra le condotte e varie strutture sottomarine.

In Guyana, per conto di ExxonMobil:

• sono iniziate le attività di posa delle condotte e l'installazione delle strutture sottomarine per il progetto Liza Fase 1, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, fabbricazione, installazione di riser, flowline, strutture associate e collegamenti per lo sviluppo del campo situato 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;

• sono quasi terminate le attività di ingegneria e approvvigionamento, mentre sono iniziate quelle di rivestimento e fabbricazione per il progetto Liza Fase 2, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, fabbricazione e installazione di riser, ombelicali, collettori, flowline, collegamenti pozzi e relative strutture per lo sviluppo del campo Liza.

Nel Golfo del Messico:

• per conto di Pemex, nell'ambito del progetto per lo sviluppo del campo Lakach, le operazioni sono ancora sospese su indicazione del cliente. Il progetto prevede servizi di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e installazione del sistema di connessione tra il campo offshore e l'impianto di condizionamento del gas a terra, che in base alle previsioni attuali slitteranno al 2021;
• per conto di Dragados Offshore de Mexico SA de Cv stanno per essere ultimate le attività di ingegneria e approvvigionamento per il progetto CA-KU-A1, che include il trasporto e l'installazione di una piattaforma di compressione nel Golfo del Messico.

In Indonesia, per conto di BP Berau Ltd, è stata ultimata l'installazione offshore di piattaforme e condotte ed è in corso la costruzione della condotta onshore per il progetto Tangguh LNG Expansion. Il progetto prevede l'installazione di due piattaforme non presidiate e di condotte sottomarine.

In Africa Occidentale:

• per conto di Total Upstream Nigeria Ltd si sta concludendo il progetto per lo sviluppo sottomarino del campo Egina, in Nigeria. 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 ombelicali;
• per conto di Eni Ghana proseguono le attività di ingegneria e approvvigionamento per il progetto EPCI Takoradi, che prevede lavori di ingegneria, approvvigionamento e costruzione di infrastrutture necessarie per il potenziamento della capacità delle stazioni di servizio in prossimità dei porti di Takoradi e Tema in Ghana;
• per conto di BP è iniziata l'esecuzione combinata del progetto Tortue (Marine & Civil e Facilities), che comprende le attività di ingegneria, approvvigionamento, fabbricazione, installazione, hook up e commissioning di un frangiflutti, il relativo pontile e la relativa piattaforma rialzata per il trasporto del gas in cosviluppo tra Senegal e Mauritania.

In Egitto:

• per conto di Petrobel sono state ultimate le attività di installazione offshore per il proget-

to Zohr Oru, che prevede lavori di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e installazione di una condotta per la fase "Optimised Ramp Up" del progetto di sviluppo del campo Zohr per l'estrazione del gas;

• per conto di Petrobel stanno per essere ultimate le attività di ingegneria e approvvigionamento per il progetto Zohr Rup, che prevede lavori di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e installazione per la fase "Ramp Up to Plateau" del progetto di sviluppo per estrazione di gas del campo Zohr. La fase di fabbricazione sta proseguendo, mentre l'attività di installazione è iniziata ed è già a buon punto;
• per conto di Pharaonic Petroleum sono iniziate le attività di ingegneria e approvvigionamento nell'ambito del progetto EPCI Atoll e Qattameya che prevede inoltre la fabbricazione e la posa di una condotta e un ombelicale.

Nel Mare del Nord:

• per conto di Statoil sono terminate le attività per il progetto Johan Sverdrup Export Pipeline, che prevedeva l'installazione di un gasdotto e di un oleodotto per la raffineria di Mongstad;
• per conto di BP stanno per essere ultimate le attività di smaltimento onshore nell'ambito del progetto Miller decommissioning, che prevede lo smantellamento dei topside e jacket della piattaforma Miller;
• per conto di Nord Stream 2 AG sono state ultimate le operazioni di posa in bassi fondali e di shore pulls (stabilizzazione) nell'area tedesca del Mar Baltico per il progetto Landfall per la costruzione dell'ultima sezione della condotta che attraversa il Mar Baltico e dell'approdo a terra a Greifswald, in Germania;
• per conto di ConocoPhilips sono in corso le attività di ingegneria e preparazione relative al progetto LOGGS, che prevede lo smantellamento dei topside e dei jacket di una piattaforma;
• per conto di PremierOil sono in corso le attività di procurement relative al progetto Tolmount, che prevede l'ingegneria, l'approvvigionamento e l'installazione di una piattaforma;
• per conto di NNG sono iniziate le attività di ingegneria (FEED) e project management nell'ambito del progetto NNG Offshore Windfarm, in vista delle probabili fasi di ingegneria, approvvigionamento, fabbricazione e installazione di 52 jacket per lo sviluppo di un parco eolico.

In Azerbaijan:

• per conto di BP continuano i lavori relativi al contratto Shah Deniz 2 (Call-off 007), che prevede 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;
• per conto di Total E&P sono quasi terminate le attività di ingegneria e approvvigionamento nell'ambito del progetto Absheron, che prevede lavori di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e installazione di condotte e sistemi ombelicali nel Mar Caspio.

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

Mezzi navali al 30 giugno 2019 Saipem 7000 Nave semisommergibile autopropulsa a posizionamento dinamico per il sollevamento di strutture fino a 14.000 tonnellate e la posa a "J" di tubazioni a profondità fino a 3.000 metri. Saipem Constellation Nave a posizionamento dinamico per la posa di condotte rigide o flessibili in modalità reel-lay in acque ultra profonde, dotata di una gru con capacità di ritenuta di 3.000 tonnellate e una torre di posa (con capacità di 800 tonnellate) con due tensionatori ciascuno con capacità di 400 tonnellate. Saipem FDS Nave a posizionamento dinamico per lo sviluppo di giacimenti in acque profonde oltre i 2.000 metri. Dotata di una torre di varo a "J" per la posa di condotte fino a 22 pollici di diametro, con capacità di ritenuta fino a 750 tonnellate e capacità di sollevamento 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 per il varo di condotte del diametro massimo di 36 pollici fino a 3.000 metri di profondità, in grado di posare con la tecnica a "S" con capacità di sollevamento fino a 1.000 tonnellate. Castoro Sei Nave posatubi semisommergibile per la posa di condotte di largo diametro e in profondità fino a 1.000 metri. Castorone Nave posatubi autopropulsa a posizionamento dinamico in grado di posare con configurazione 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 tensionamento fino a 500 tonnellate, idonea per la posa di condotte fino a 60 pollici di diametro, con impianti di prefabbricazione a bordo per tubi in doppio e triplo giunto e capacità 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 sollevamento fino a 900 tonnellate e una torre verticale con capacità di tensionamento di 550 tonnellate e con la possibilità di posa di condotte rigide. Saipem 3000 Nave sollevamento autopropulsa, a posizionamento dinamico, monoscafo, con torre di perforazione, idonea per la posa di condotte flessibili e ombelicali in acque profonde fino a 3.000 metri e per il sollevamento di strutture fino a 2.200 tonnellate. Dehe Nave (noleggiata) a posizionamento dinamico dotata di ancore per la posa di tubi e di una gru con capacità di sollevamento fino a 5.000 tonnellate, in grado di realizzare installazioni in acque profonde fino a 3.000 m di profondità e di posare tubi fino a 600 tonnellate di tensione del tubo attraverso 3 tensionatori. Castoro II Pontone posatubi e sollevamento, idoneo per la posa di condotte fino a 60 pollici di diametro 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 bassissimo fondale da una profondità minima di 1,4 metri. Ersai 1 Pontone per sollevamento pesante e installazione con possibilità di lavorare adagiata sul fondo del mare e in grado di posare con configurazione a "S", dotata 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 evacuazione per H2S. Castoro XI Bettolina da trasporto carichi pesanti. Castoro 14 Bettolina da carico in coperta. Castoro 15 Bettolina da carico in coperta. S42 Bettolina da carico in coperta, attualmente utilizzata per lo stoccaggio della torre per varo a "J" della Saipem 7000. S43 Bettolina da carico in coperta. S44 Bettolina per varo di piattaforme fino a 30.000 tonnellate. S45 Bettolina per varo di piattaforme fino a 20.000 tonnellate. S46 Bettolina da carico in coperta. S47 Bettolina da carico in coperta. S 600 Bettolina per varo di piattaforme fino a 30.000 tonnellate.

Engineering & Construction Onshore

Quadro generale

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

Saipem ha raggiunto un posizionamento competitivo globale di eccellenza, fornendo una gamma completa di servizi integrati di ingegneria di base e di dettaglio, di approvvigionamento, di project management e di costruzione, rivolgendosi principalmente ai mercati dell'industria petrolifera, delle grandi infrastrutture civili e marine e delle attività ambientali.

La pressione dell'opinione pubblica del mondo finanziario e delle istituzioni verso le tematiche di sostenibilità ambientale stanno accelerando l'interesse e l'impegno dei clienti tradizionali del mercato Oil&Gas verso investimenti e obiettivi che favoriscono la transizione energetica e l'economia circolare. Una grande attenzione viene da tutti riposta verso la "carbon footprint" e verso temi di "recupero" in tutte le iniziative, anche in quelle ancora basate sullo sfruttamento di fonti energetiche tradizionali. L'ibridizzazione di impianti convenzionali con nuove tecnologie per il recupero di anidride carbonica e reflui sta diventando un tema di sviluppo che fornirà opportunità di crescita nei prossimi anni.

In numerosi mercati di attività, particolarmente rilevante è l'attenzione dedicata alla massimizzazione del local content nella realizzazione dei progetti.

Il contesto di mercato di riferimento

La fotografia della prima metà del 2019, basata sui progetti EPC dichiarati al mercato, mostra un volume di assegnazioni in graduale crescita rispetto agli ultimi tre anni. Durante il periodo di contrazione del mercato registrato dopo il 2014, le società di ingegneria e costruzione che operano nell'Engineering & Construction hanno intrapreso un processo di rinnovamento puntando alla ricerca di nuove tecnologie e di opportunità, anche al di fuori dei mercati tradizionali, con una particolare attenzione all'efficienza e ai costi dei progetti. Nonostante il prezzo del petrolio abbia toccato

nel corso del 2018 gli 80 dollari al barile, la volatilità e l'incertezza sui tempi di recupero del mercato restano evidenti. Pesano sul contesto attuale le tensioni geopolitiche in atto in diverse aree, come ad esempio in Iran dove la finalizzazione di nuovi progetti sta incontrando diversi ostacoli, a seguito anche delle sanzioni imposte dagli Stati Uniti.

Il maggior volume dei contratti di tipo EPC assegnati nel periodo è stato nei segmenti di Gas Upstream e della Raffinazione, che rappresentano quasi la metà del volume assegnato. Contratti importanti sono stati assegnati anche nel segmento GNL, Fertilizzanti e Condotte. Assegnazioni di minore entità si sono registrate nel segmento della Petrolchimica.

A livello mondiale, una quota consistente dei progetti EPC è localizzata in Medio Oriente (Arabia Saudita, Emirati Arabi e Qatar) e Nord Africa (Algeria ed Egitto), nei segmenti Upstream, Condotte e Raffinazione; in Nord America principalmente nel segmento GNL, nel settore della Petrolchimica e della Raffinazione; in Nord Africa (Egitto e Algeria) nei segmenti Upstream, Raffinazione, Condotte (acqua) e Fertilizzanti; in Asia-Pacifico (India, Thailandia e progetti minori in diversi altri Paesi) nei segmenti Fertilizzanti, Raffinazione, GNL, e con progetti minori anche nella Petrolchimica e Upstream; in Russia-Asia Centrale (Kazakhstan, Azerbaijan e Russia) nei segmenti GNL, Condotte e Upstream.

Il mercato Onshore dei primi sei mesi del 2019, rispetto al 2018, mostra una crescita del segmento Upstream, con importanti assegnazioni in Nord Africa, Arabia Saudita e Qatar. Il segmento GNL risulta in crescita a seguito di progetti negli Stati Uniti grazie sia alle nuove assegnazioni che alle iniziative già assegnate, ma in attesa di reperire i finanziamenti necessari. Il mercato del GNL è in notevole crescita anche in Russia, in seguito all'acquisizione del progetto Arctic 2, e nell'area sub-sahariana grazie all'acquisizione del megaprogetto GNL in Mozambico per Anadarko ed ExxonMobil-Eni.

Da rilevare la flessione nel segmento delle Condotte che vede ridurre il proprio peso, nonostante alcune importanti assegnazioni, principalmente in ambito gas e acqua, in Medio Oriente (Qatar) e in Arabia Saudita, e progetti minori in Asia-Pacifico. Crescita considerevole per il segmento Raffinazione grazie all'assegnazione di progetti rilevanti in Medio Oriente (Emirati Arabi), in Asia-Pacifico (il più grande in Indonesia, Balik Papan Refinery, e altri in India), in Russia-Asia Centrale (è in corso il progetto di Raffineria a Mosca GazpromNeft). Anche il segmento della Petrolchimica ha beneficiato di un aumento della sua quota grazie ad alcuni importanti riconoscimenti, in particolare negli Stati Uniti e alcuni in Europa (Polonia).

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Il segmento dei Fertilizzanti è stabile con alcune acquisizioni in Russia e diverse importanti iniziative di cui si aspettano le assegnazioni nella seconda metà dell'anno (Qatar, Oman e Bahrain). Il segmento delle Infrastrutture conferma i segnali positivi di grandi investimenti a livello internazionale sia nei mercati tradizionali (Europa e Stati Uniti) che nei nuovi mercati (Egitto, Medio Oriente, India, Russia ed Estremo Oriente). Le più importanti acquisizioni si sono registrate in area Medio Oriente (Qatar, Arabia Saudita ed Emirati Arabi) per progetti in ambito metropolitano. 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 sostenuti nel corso del primo semestre del 2019 sono relativi principalmente all'acquisto di equipment e al mantenimento dell'asset base.

Le acquisizioni

Le acquisizioni più rilevanti nel primo semestre del 2019 sono le seguenti:

• per conto di Anadarko, in Mozambico, in joint venture con McDermott International e Chiyoda Corporation, un contratto EPC per l'ingegneria e la costruzione di un progetto GNL che consiste nella costruzione di due treni di liquefazione del gas naturale, nonché di tutte le necessarie infrastrutture, dei serbatoi di stoccaggio e delle strutture portuali per l'esportazione. Il contratto è soggetto a una Notice to Proceed che Anadarko ha rilasciato il 26 luglio 2019 dopo la decisione finale d'investimento ("FID" Final Investment Decision);
• per conto di JSC GazpromNeft Moscow Refinery, in Russia, un accordo preliminare che prevede l'esecuzione su base EPC di una nuova "Unità di Recupero di Zolfo" all'interno dell'esistente raffineria di Mosca;
• per conto di Infrastructure Development and Construction (IDC), in Serbia, un nuovo contratto che prevede attività di ingegneria e costruzione per il progetto Transmission

Gas Pipeline (Interconnector) Border of Bulgaria-Border of Hungary.

Le realizzazioni

Di seguito si riportano i maggiori e più significativi progetti in esecuzione o completati durante il primo semestre del 2019.

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

pianto Satellite e il Gosp 5 (produzione olio) consegnati a novembre 2018, ed è in corso la consegna dell'unità di stoccaggio olio;

• per conto di Saudi Aramco sono iniziate le attività di acquisto materiali e costruzione nell'ambito del progetto South Gas Compression Plants Pipeline Project relativo allo sviluppo dell'impianto di gas di Haradh (HdGP) situato nell'est del Paese, che prevede le attività di revisione dell'ingegneria di dettaglio sviluppata dal cliente, l'approvvigionamento di tutti i materiali a esclusione del tubo di linea per le linee in acciaio al carbonio fornito dal cliente, nonché la costruzione, il pre-commissioning e l'assistenza al commissioning.
• In Kuwait:
• per conto di Kuwait Oil Co (KOC) sono prossime al completamento le attività di ingegneria e procurement e sono in corso le attività di costruzione relative al progetto Feed Pipelines for New Refinery. Il contratto prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e commissioning relative allo sviluppo delle linee di collegamento e relativa stazione di pompaggio e misura della nuova raffineria di Al Zour, situata nel sud del Kuwait;
• per conto di Kuwait Integrated Petroleum Industries Co (KNPC), in joint venture con Essar Projects Ltd, sono sostanzialmente completate le attività di ingegneria e procurement relative al progetto Raffineria Al-Zour, Package 4. 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 di Exxon, nell'ambito del progetto West Qurna I, sono in corso le attività di prefabbricazione presso la base di Rumalia. Il progetto prevede l'esecuzione di infield engineering, pre-fabbricazione e costruzione relative ad alcuni tie-in agli impianti esistenti (di proprietà di Bassra Oil Co).

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

In Cile, per conto del consorzio Caitan (Mitsui-Tedagua), proseguono le attività di costruzione relative al progetto Spence Growth Option per lo sviluppo di un impianto di dissalazione e trasporto dell'acqua nel nord del Cile. Il progetto prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e commissioning e fornirà acqua desalinizzata alla miniera Spence, di proprietà della compagnia mineraria BHP, situata a 1.710 metri sul livello del mare.

In Kazakhstan:

• per conto di TengizChevrOil (TCO) continuano le attività relative al progetto Future Growth Project/Wellhead Pressure Management. Il contratto prevede le attività di fabbricazione fino al mechanical completion di moduli completi di pipe rack (PAR) destinati al campo di Tengiz. Saipem si è anche aggiudicata altri pacchetti di fabbricazione per moduli di processo e parte dell'Hook-up dei PAR a Tengiz;
• per conto di North Caspian Production Operations Co BV proseguono le attività relative al progetto Major Maintenance Services. Il contratto prevede la fornitura di attività di manutenzione e servizi per impianti offshore e onshore. Durante il mese di maggio è stato completato in sicurezza e con successo il primo turno di attività, nel rispetto dei tempi previsti.

In Indonesia, per conto di BP Berau Ltd, sono in conclusione a Jakarta le attività di ingegneria e acquisto materiali, mentre in cantiere in parallelo alle attività per la costruzione delle infrastrutture sono in corso i lavori civili e sono iniziati i lavori meccanici per le unità di impianto 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 Thailandia:

• per conto di PTT LNG Co Ltd (PTTLNG) sono in corso a Rayong le attività di preparazione e di palificazione del sito in parallelo alla mobilizzazione dei subcontrattori sia per i lavori civili dei serbatoi criogenici che quelli delle infrastrutture marine, mentre sono in pieno sviluppo a Taipei le attività relative all'ingegneria e acquisto materiali. I lavori sono relativi alle attività di ingegneria, fornitura materiali e costruzione del Terminale di Rigassificazione di Nong Fab LNG Project comprensivo di serbatoi di stoccaggio e jetty per l'import del GNL;
• per conto di Thai Oil, in joint venture1 con Samsung Engineering e Petrofac International (leader), proseguono le attività di ingegneria e di approvvigionamento e sono iniziate le attività di preparazione del cantiere nell'ambito

(1) Società consolidata al patrimonio netto; quindi il risultato di progetto è ripreso nel saldo proventi (oneri) su partecipazione.

del progetto Clean Fuel, che prevede attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e avviamento relative alla realizzazione di nuove unità all'interno della raffineria di Sriracha situata a circa 130 chilometri da Bangkok, Thailandia.

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In Turchia, per conto di Star Refinery AS, sono terminate le attività di start-up relative al progetto Aegean Refinery. L'intera raffineria è operativa e in produzione (prodotti finali). Il "performance test" è in corso e in stato avanzato. Il contratto includeva 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 di Dangote Fertilizer si sono pressoché completate le attività di progettazione e approvvigionamento e proseguono le attività di costruzione relative al progetto Dangote per il nuovo complesso di produzione di ammoniaca e urea. Si prevede il completamento del primo treno nel corso del 2019. Il contratto prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento e costruzione di due treni di produzione gemelli e dei relativi impianti di servizi dell'impianto sito presso la Lekki Free Trade Zone, Lagos State;
• per conto di Southern Swamp Associated Gas Solution (SSAGS) sono terminate tutte le attività di costruzione dei quattro siti, mentre proseguono le attività di avviamento relative al contratto Southern Swamp. Il contratto prevedeva 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;
• per conto di Nigerian Agip Oil Co (NAOC) proseguono le attività di costruzione del progetto OKPAI 2, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e messa in servizio di una centrale elettrica costituita da due gruppi a ciclo combinato;
• per conto di Nigeria LNG Ltd (NLNG) sono state completate le attività di progettazione per la fase di Front End Engineering Design (FEED) nell'ambito del progetto Nigeria LNG train 7 per l'espansione dell'impianto GNL esistente a Finima in Bonny Island. Nella seconda parte dell'anno saranno completate le attività per la sottomissione di un'offerta per la realizzazione del progetto "chiavi in mano".

In Uganda, per conto di Yatra Africa (che sta sviluppando e gestendo l'investimento per conto del Governo ugandese), si sta realizzando un FEED con relativa Open Book Estimate (OBE) per una raffineria grass roots a Hoima con relativa pipeline di oltre 200 chilometri e stoccaggio remoto nei pressi di Kampala. La raffineria si inserisce all'interno del più ampio progetto ugandese che mira a sfruttare al meglio i giacimenti recentemente scoperti nella regione di Albertine Graben vicino al Lago Albert.

In Italia:

• per conto di Ital Gas Storage (IGS) sono terminate le attività di ingegneria, approvvigionamento e costruzione per il progetto EPC Natural Gas Storage Plant, che prevedeva lo sviluppo di impianti di stoccaggio di gas naturale a Cornegliano Laudense, in provincia di Lodi; attualmente, a seguito della iniezione di gas negli impianti, sono in corso le attività di commissioning/start-up;
• per conto di Eni Refining & Marketing, nell'ambito del progetto Tempa Rossa, sono in corso le attività relative alla realizzazione dei sistemi ausiliari e di due serbatoi di stoccaggio del greggio proveniente dal giacimento di Tempa Rossa operato da Total;
• per conto di Rete Ferroviaria Italiana sono in esecuzione le attività di ingegneria nell'ambito del progetto CEPAV 2 Alta Velocità Brescia-Verona, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento e costruzione di 48 chilometri di linea ferroviaria tra le province di Brescia, Mantova e Verona.

In Messico, per conto di Pemex, sono in corso le attività nell'ambito del contratto Tula Planta de H-Oil, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione, commissioning e avvio di una unità della raffineria "Miguel Hidalgo" sita in Tula.

In Azerbaijan e Georgia, per conto del cliente South Caucasus Pipeline Co (SCP), sono in fase di completamento le attività di costruzione del gasdotto SCPX relativo al Southern Gas Corridor.

Floaters

Il mercato FPSO si conferma in espansione, pur con le incertezze di questo periodo. Diversi studi di fattibilità, FEED e gare per contratti EPC sono attualmente in corso e le compagnie petrolifere esprimono fiducia nell'approvare le decisioni finali di investimento (FID) nei prossimi mesi. Nel primo semestre del 2019 le più importanti iniziative in corso sono state Bonga Southwest in Nigeria, Petrobras 4 FPSO in fase di gara Marlim 1 & 2, Parques das Baleias e Mero 2, nella seconda parte dell'anno ci si aspettano indicazioni sul futuro di Parque das Baleias e Bonga South West. Inoltre, saranno presto operativi Australia North e West con Browse, Scarborough e Gorgon Gas FPSU e Masela per la parte indonesiana.

Il mercato FLNG/FSRU non è realmente attivo per l'FLNG, ma resta in espansione per l'FSRU, tecnologia richiesta dai nuovi clienti GNL. In particolare l'Asia rimane un mercato in espansione per quel tipo di unità, ma vediamo anche piccoli progetti nel Mediterraneo.

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

Le realizzazioni

Di seguito si riportano i maggiori e più significativi progetti in esecuzione o completati durante il primo semestre del 2019.

In Indonesia, per conto di Eni Indonesia, sono in corso le attività di progettazione, approvvigionamento e costruzione per la realizzazione dei moduli del progetto Merakes.

In Angola, per conto di Total, a seguito della messa in produzione della FPSO Kaombo Norte lo scorso anno, sono state completate con successo le prove di produzione e sono state avviate tutte le attività operative legate ai servizi di gestione della produzione e della manutenzione. Inoltre, è stata completata l'installazione offshore e avviata la produzione della FPSO Kaombo Sul. Il progetto Kaombo prevede servizi di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e messa in servizio di due mezzi FPSO, a cui seguirà una fase di gestione della produzione e della manutenzione per una durata di 7 anni più ulteriori 8 anni opzionali.

In Russia, per conto di Llc Arctic LNG-2, in joint venture2 con RHI Russia BV (società affiliata di Renaissance Heavy Industries Llc), sono in corso le attività relative al progetto per la realizzazione di tre impianti per la produzione di gas naturale liquefatto che saranno installati su delle strutture di supporto e stoccaggio in cemento armato. Lo scopo del contratto include le attività di progettazione, approvvigionamento, costruzione, trasporto in galleggiamento e installazione di tre strutture di supporto e stoccaggio in cemento. La costruzione sarà eseguita in Murmansk in un cantiere messo a disposizione da Novatek e successivamente le strutture verranno trasportate e installate a Gydan in Russia.

Nel segmento "Leased FPSO" nel corso del primo semestre del 2019 hanno inoltre operato:

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

⁽²⁾ Società consolidata al patrimonio netto; quindi il risultato di progetto è ripreso nel saldo proventi (oneri) su partecipazione.

Drilling Offshore

Quadro generale

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A giugno 2019 la flotta Drilling Offshore di Saipem si compone di tredici mezzi, così suddivisi: sei unità ultra deep-water/deep-water per operazioni oltre i 1.000 metri di profondità (le drillship Saipem 10000 e Saipem 12000; i semisommergibili Scarabeo 5, Scarabeo 7, Scarabeo 8 e Scarabeo 9), tre high specifications jack-up per operazioni fino a 375 piedi di profondità (Perro Negro 7, Perro Negro 8 e Pioneer), tre standard jack-up per attività fino a 300 piedi (Perro Negro 2, Perro Negro 4 e Perro Negro 5) e un barge tender rig (Saipem TAD).

Tutte le unità citate sono di proprietà a eccezione del jack-up Pioneer, di terzi gestito da Saipem.

La flotta Drilling Offshore ha operato in Norvegia, in Egitto (sia nel Mediterraneo, sia nel Mar Rosso), in Pakistan, in Medio Oriente e in Indonesia.

Il contesto di mercato di riferimento

Come accaduto durante l'ultima parte del 2018, nel primo semestre dell'esercizio si sono registrati timidi segnali di ripresa del mercato sul medio termine; le previsioni di investimento in leggera crescita e il buon volume di attività di scouting condotte dai clienti per l'assegnazione di futuri contratti hanno dimostrato una certa ripresa nella programmazione delle attività future.

Tuttavia prevale un clima di incertezza ben testimoniato dall'andamento del prezzo del petrolio attestatosi stabilmente tra i 60 e i 70 dollari al barile; valori sicuramente superiori ai picchi negativi registrati negli anni precedenti, ma ancora non in grado di spingere a una ripresa significativa del mercato.

La pressione sulle rate, quindi, ha continuato a essere significativa, mentre i tassi di utilizzo hanno fatto registrare un leggero incremento fino a raggiungere il 75%-80%, ma solo per gli impianti tecnologicamente più avanzati, a ulteriore testimonianza che il mercato si sta muovendo verso una possibile ripresa che però non si è ancora manifestata pienamente.

Come ormai accade dal 2015, il ciclo negativo del settore Oil&Gas ha continuato a spingere diversi contrattisti a optare per lo smantellamento dei mezzi più datati e considerati con minori prospettive di utilizzo; nel complesso oltre 200 impianti sono stati ritirati dal mercato dall'inizio della crisi, portando così a un calo di ben oltre il 20% dell'offerta complessiva. Mentre fino al 2017 è stato il segmento floaters a subire il maggior ridimensionamento, dal 2018 e nella prima metà del 2019 è stata la fascia dei jack-up standard a far registrare il calo più rilevante.

Il numero di impianti ritirati nel primo semestre dell'esercizio è stato in diminuzione rispetto a quanto accaduto nel 2018; tuttavia si ritiene che la domanda piuttosto modesta per impianti tecnologicamente superati continuerà a portare al ritiro di ulteriori impianti.

Per via del significativo numero di ordini assegnati durante la precedente fase di mercato positiva, l'attività di costruzione di nuove unità di perforazione offshore ha continuato a mantenersi su livelli importanti: 95 nuove unità infatti sono in fase di realizzazione a giugno (66 jack-up, 10 semisommergibili e 19 drillship), di cui solo otto di esse risultano avere un impegno contrattuale per il loro utilizzo dopo la conclusione dei lavori di costruzione. Come già accaduto in precedenza, la fase negativa attraversata dal mercato ha indotto in vari casi al posticipo delle tempistiche di consegna degli impianti in costruzione, tendenzialmente al 2020 e oltre, nell'attesa di migliori condizioni di mercato. Il significativo numero di unità che saranno consegnate nel medio termine, e il già menzionato ritiro 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 2019 sono state le seguenti:

• per conto di Saudi Aramco, l'estensione per 4 anni in diretta prosecuzione del contratto relativo al jack-up high specs Perro Negro 7 per lavori in Arabia Saudita;
• per conto di Saudi Aramco, l'assegnazione di un contratto della durata di 3 anni firm più uno opzionale per lavori in Arabia Saudita da realizzarsi con un jack-up di tipo high specs; le attività sono previste iniziare nella seconda metà dell'esercizio e verranno svolte dall'unità Sea Lion 7, noleggiata da terzi, che entrerà nella disponibilità di Saipem nel secondo semestre del 2019;
• per conto di Wintershall, la realizzazione di due pozzi nell'offshore della Norvegia con l'impiego del semisommergibile harsh environment Scarabeo 8; i lavori sono previsti iniziare nell'ultima parte dell'esercizio; il contratto prevede inoltre due ulteriori pozzi opzionali;
• per conto di Repsol, l'esecuzione di un pozzo

nell'offshore della Norvegia; le attività sono previste iniziare nel terzo trimestre e prevedono l'impiego del semisommergibile harsh environment Scarabeo 8.

Gli investimenti

Gli investimenti sostenuti nel corso del primo semestre del 2019 hanno riguardato interventi di rimessa in classe e di adeguamento dei mezzi alle normative internazionali e alle richieste specifiche delle società committenti. Tra gli impianti oggetto di attività di manutenzione finalizzata al rinnovo della certificazione di classe vi è stato in particolare il jack-up Perro Negro 5. Sono inoltre proseguite le attività di preparazione e acquisto delle attrezzature (in particolare del secondo BOP) per il potenziamento e il rinnovo della classe della drillship Saipem 12000 in vista dell'esecuzione del progetto Eni Mozambico.

Le realizzazioni

Nel corso dell'esercizio le unità drilling offshore di Saipem hanno completato 58 pozzi (di cui 20 work-over), per un totale di 69.490 metri perforati.

La flotta è stata impegnata nel seguente modo: - unità ultra deep water/deep water: la drillship

Saipem 12000 ha operato nell'offshore del Pakistan dove nel mese di giugno ha completato il pozzo previsto nel contratto con il committente Eni; successivamente, l'impianto ha iniziato il trasferimento verso il Sud Africa per le attività di approntamento per un progetto già acquisito in Mozambico; la drillship Saipem 10000, nell'ambito di un contratto pluriennale per conto di Eni, ha proseguito le operazioni in Egitto; il semisommergibile Scarabeo 9 ha completato le operazioni per la perforazione di un pozzo in Egitto per conto di IEOC nel mese di aprile; successivamente, l'impianto è stato posto in stacking a Cipro in attesa di nuove commesse. Tale periodo è stato sfruttato per l'esecuzione di lavori di manutenzione; il semisommergibile Scarabeo 8 nei primi giorni di gennaio ha completato le attività per conto di Total ed è stato poi impegnato fino a giugno in lavori per conto di AkerBP; il semisommergibile Scarabeo 7 è stato impiegato in Indonesia per conto di Eni; il semisommergibile Scarabeo 5 ha continuato a rimanere in stacking in attesa dell'acquisizione di nuovi contratti;

• high specifications jack-up: le unità Perro Negro 8 e Perro Negro 7 hanno continuato a operare rispettivamente per conto di ADNOC nell'offshore degli Emirati Arabi e per conto di Saudi Aramco nell'offshore dell'Arabia Saudita; l'unità Pioneer ha avviato nel mese di marzo i lavori per conto di Eni in Messico;
• standard jack-up: il Perro Negro 2 ha continuato a rimanere in lay-up nella base Saipem di Sharjah, Emirati Arabi, in attesa dell'acquisizione di ulteriori lavori; il Perro Negro 5 ha proseguito le attività in Arabia Saudita per conto di Saudi Aramco; il Perro Negro 4 ha continuato a operare nel Mar Rosso per conto di Petrobel;
• altre attività: l'impianto tender assisted Saipem TAD, terminati nel mese di dicembre i suoi impegni contrattuali per conto di Total, è stato posto in stacking.

Utilizzo mezzi navali

L'utilizzo dei mezzi navali durante il primo semestre del 2019 è stato il seguente:

			Primo semestre 2019
Mezzo navale	(N. giorni)	venduti	non operativi
Piattaforma semisommergibile Scarabeo 5		-	181 (1)
Piattaforma semisommergibile Scarabeo 7		181	-
Piattaforma semisommergibile Scarabeo 8		181	-
Piattaforma semisommergibile Scarabeo 9		97	84 (1)
Nave di perforazione Saipem 10000		181	-
Nave di perforazione Saipem 12000		165	16 (2)
Jack-up Perro Negro 2		-	181 (1)
Jack-up Perro Negro 4		181	-
Jack-up Perro Negro 5		118	63 (2)
Jack-up Perro Negro 7		181	-
Jack-up Perro Negro 8		181	-
Pioneer (3)		160	-
Tender Assisted Drilling Barge		-	181 (1)

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

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

(3) Entrato nella disponibilità di Saipem dal 22 gennaio 2019.

Drilling Onshore

Quadro generale

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A giugno 2019 la flotta Drilling Onshore di Saipem si compone di ottantasette unità, di cui ottantaquattro di proprietà e tre di terzi in gestione a Saipem. Le aree di presenza sono state l'America Latina (Perù, Bolivia, Colombia, Ecuador e Argentina), il Medio Oriente (Arabia Saudita e Kuwait), il Kazakhstan, l'Italia, la Romania e l'Africa (Congo e Marocco).

Il contesto di mercato di riferimento

Le previsioni per il 2019 dei volumi complessivi di investimenti nel Drilling Onshore da parte delle compagnie petrolifere hanno evidenziato un incremento rispetto all'esercizio 2018, sospinte dal graduale recupero nelle quotazioni del prezzo del petrolio (dai 50 dollari al barile di fine dicembre a una media di quasi 70 dollari al barile prevista per il primo semestre 2019), guidato principalmente dai tagli produttivi dell'OPEC e dalla situazione geopolitica in Iran e Venezuela. Negli Stati Uniti l'attività di perforazione, in termini di spending e rig attivi, ha riportato una leggera flessione in lieve decrescita a inizio anno, a cui dovrebbe seguire una fase di ripresa nel corso del 2019. Anche in Canada si è verificata una leggera flessione dell'attività di perforazione per quanto concerne sia l'operatività dei mezzi che le rate giornaliere.

Nel mercato internazionale (fuori dal Nord America, Cina, Russia e Asia Centrale), quello in cui opera Saipem, l'attività media nei primi sei mesi del 2019 è cresciuta rispetto al primo semestre. Le aree più dinamiche, dal punto di vista degli investimenti e con un buon incremento degli impianti operativi, sono state le regioni asiatiche dell'Oceano Pacifico, seguite dal Medio Oriente. Quest'ultima, in particolare, è di forte interesse per Saipem e ha registrato livelli di attività sostanzialmente stabili grazie all'Arabia Saudita che, con un totale di oltre 500 nuovi pozzi perforati nel corso del 2018, si conferma come mercato di riferimento nella regione. Inoltre, sempre nell'area del Golfo Persico, emergono gli Emirati Arabi che hanno approvato un piano di incremento della capacità di produzione di petrolio e dell'attività di perforazione. In America Latina l'attività di drilling ha evidenziato, in termini di investimenti attesi per il 2019, livelli di moderata crescita rispetto al 2018, in particolare per quanto riguarda l'Argentina che rappresenta oltre il 30% del mercato regionale, in termini di numero di impianti e di spesa. Per quanto riguarda le altre aree in cui Saipem è presente (Europa e Africa), i livelli di spesa attesi per il 2019 risultano in leggero aumento.

Il trend dei primi sei mesi del 2019 ha confermato una ripresa della domanda con un'aspettativa di aumento delle tariffe giornaliere attese.

Gli investimenti

Le principali attività di investimento realizzate nel corso del primo semestre del 2019 hanno riguardato, nell'ambito di contratti pluriennali già acquisiti, l'approntamento degli impianti per le operazioni in Argentina e in Italia. Inoltre è in corso un importante investimento per la realizzazione di un nuovo rig PTX-30 Striker che si aggiungerà alla flotta esistente e che opererà in Argentina. 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 acquisizioni

Le acquisizioni più significative nel corso del primo semestre del 2019 sono relative a nuove commesse che verranno realizzate in Bolivia e in Arabia Saudita e a estensioni di lavori già in corso in Arabia Saudita, Perù, Marocco e Romania.

Le realizzazioni

Nel primo semestre del 2019 sono stati completati 93 pozzi, per un totale di 293.532 metri perforati.

In America Latina Saipem ha operato in diversi Paesi: in Perù sono state svolte attività per conto di vari clienti (tra i quali Pluspetrol, CNPC, Frontera Energy e Petrotal) e Saipem è stata presente nel Paese con diciassette unità di proprietà (delle quali tredici impiegate in attività land e quattro installate su piattaforme offshore) e due fornite dal committente; in Bolivia sono stati impiegati complessivamente due mezzi per attività per conto di Shell e Repsol; in Argentina sono stati impiegati tre impianti per conto di ExxonMobil e YPF; in Colombia Saipem è presente con un impianto che è stato impiegato per conto di Gran Tierra; in Ecuador sono presenti quattro unità di cui una sta operando con Halliburton; in Venezuela i diciannove impianti presenti nel Paese hanno continuato a rimanere inattivi. In

Romania sono continuate le attività di perforazione con il cliente OMV-Petrom. In Arabia Saudita Saipem è stata presente con ventotto impianti che hanno svolto operazioni per Saudi Aramco nell'ambito degli impegni contrattuali assunti. In Kuwait proseguono le attività operative delle due unità che Saipem, nell'ambito di contratti già acquisiti, si è impegnata a fornire al cliente KOC. In Kazakhstan Saipem è stata presente con due impianti di proprietà impegnati contrattualmente con il cliente Zhaikmunay. 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 di 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 all'ultimo trimestre del 2019; tale ritardo è comunque remunerato a una rata di stand-by.

Utilizzo impianti

L'attività operativa ha comportato un utilizzo medio degli impianti del 67,8% (66,7% nel corrispondente periodo del 2018); gli impianti di proprietà al 30 giugno 2019 ammontano a 84, dislocati nei seguenti Paesi: 28 in Arabia Saudita, 19 in Venezuela, 17 in Perù, 4 in Bolivia, 4 in Ecuador, 3 in Argentina, 2 in Kazakhstan, 2 in Kuwait, 1 in Colombia, 1 negli Emirati Arabi Uniti, 1 in Italia, 1 in Marocco e 1 in Romania. Inoltre sono stati utilizzati 2 impianti di terzi in Perù e 1 impianto di terzi in Congo.

Commento ai risultati economico-finanziari

I risultati economico-finanziari del Gruppo Saipem del primo semestre del 2019 e degli esercizi precedenti posti a confronto sono stati predisposti secondo i principi contabili internazionali emessi dall'International Accounting Standards Board e omologati dall'Unione Europea (IFRS).

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Riorganizzazione: impatti sul reporting

I risultati della Divisione XSIGHT non vengono comunicati separatamente al mercato, ma inclusi nella Divisione Engineering & Construction Onshore in quanto ancora non significativi dal punto di vista numerico.

Risultati economici

Gruppo Saipem - Conto economico(1)

Esercizio		Primo semestre
2018	(milioni di euro)	2018	2019	Var. %
8.526	Ricavi della gestione caratteristica	3.798	4.519	19,0
4	Altri ricavi e proventi	1	6
(6.103)	Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi	(2.654)	(3.094)
(57)	Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti	3	(22)
(1.522)	Lavoro e oneri relativi	(738)	(835)
848	Margine operativo lordo (EBITDA)	410	574	40,0
(811)	Ammortamenti e svalutazioni	(484)	(312)
37	Risultato operativo (EBIT)	(74)	262
(165)	Oneri finanziari netti	(80)	(101)
(88)	Proventi (oneri) netti su partecipazioni	(49)	(38)
(216)	Risultato ante imposte	(203)	123
(194)	Imposte sul reddito	(95)	(77)
(410)	Risultato prima degli interessi di terzi azionisti	(298)	46
(62)	Risultato di competenza di terzi azionisti	(25)	(32)
(472)	Utile (perdita) del periodo	(323)	14

(1) Dati 2019 comprensivi degli impatti IFRS 16 i cui dettagli sono specificati nelle pagine successive.

I ricavi della gestione caratteristica realizzati nel corso del primo semestre del 2019 ammontano a 4.519 milioni di euro.

Il margine operativo lordo (EBITDA) è pari a 574 milioni di euro. Gli ammortamenti e le svalutazioni delle immobilizzazioni materiali e immateriali sono pari a 312 milioni di euro.

Il risultato operativo (EBIT) conseguito nel primo semestre del 2019 è pari a 262 milioni di euro. I principali scostamenti, relativi alle voci di conto economico di cui sopra, sono dettagliati di seguito nell'analisi per settore di attività.

Il saldo proventi (oneri) finanziari netti è negativo per 101 milioni di euro, in aumento di 21 milioni di euro come conseguenza di maggiori oneri per differenze cambio, per gli interessi passivi maturati sulla "Lease Liability" a seguito dell'introduzione del principio contabile IFRS 16, nonché maggiori oneri derivanti dall'applicazione del principio contabile IFRS 9.

Il saldo proventi (oneri) netti su partecipazioni è negativo per 38 milioni di euro, principalmente a causa del risultato negativo di una commessa eseguita in una società in joint venture valutata al patrimonio netto.

Il risultato ante imposte si attesta a un utile di 123 milioni di euro. Le imposte sul reddito sono pari a 77 milioni di euro.

Il risultato netto è pari a un utile di 14 milioni di euro (perdita di 323 milioni di euro nel primo semestre del 2018), e sconta rispetto al risultato netto adjusted i seguenti special items:

• svalutazione di un jack-up e del relativo circolante per 21 milioni di euro; il mezzo è stato parzialmente svalutato in quanto si prevede, per la conclusione del contratto in portafoglio, la sua sostituzione con un impianto a noleggio da terzi a partire da marzo 2020;
• oneri da riorganizzazione per 25 milioni di euro.

Esercizio			Primo semestre
2018	(milioni di euro)	2018	2019
8.526	Ricavi	3.798	4.519
61	Svalutazioni circolante	41	-
8.587	Ricavi adjusted	3.839	4.519

Esercizio			Primo semestre
2018	(milioni di euro)	2018	2019
37	Risultato operativo (EBIT)	(74)	262
497	Svalutazioni e oneri da riorganizzazione	329	46
534	Risultato operativo (EBIT) adjusted	255	308

Esercizio			Primo semestre
2018	(milioni di euro)	2018	2019
(472)	Utile (perdita) del periodo	(323)	14
497	Svalutazioni e oneri da riorganizzazione	329	46
25	Utile (perdita) del periodo adjusted	6	60

Riconciliazione EBIT adjusted - EBIT primo semestre 2019

(milioni di euro)	E&C Offshore	E&C Onshore	Drilling Offshore	Drilling Onshore	Totale
EBIT adjusted	180	73	49	6	308
Oneri da riorganizzazione (1)	6	11	4	4	25
Impairment/svalutazioni asset	-	-	14	-	14
Svalutazione circolante/accantonamento costi (1)	-	-	7	-	7
Totale svalutazioni e oneri da riorganizzazione	(6)	(11)	(25)	(4)	(46)
EBIT	174	62	24	2	262

(1) Totale 32 milioni di euro: riconciliazione EBITDA adjusted pari a 606 milioni di euro rispetto a EBITDA pari a 574 milioni di euro.

Riconciliazione EBIT adjusted - EBIT primo semestre 2018

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

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

Gruppo Saipem - Conto economico adjusted

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Esercizio		Primo semestre
2018	(milioni di euro)	2018	2019	Var. %
8.587	Ricavi della gestione caratteristica adjusted	3.839	4.519	17,7
4	Altri ricavi e proventi	1	6
(6.055)	Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi	(2.644)	(3.087)
(57)	Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti	3	(22)
(1.477)	Lavoro e oneri relativi	(716)	(810)
1.002	Margine operativo lordo (EBITDA) adjusted	483	606	25,5
(468)	Ammortamenti e svalutazioni	(228)	(298)
534	Risultato operativo (EBIT) adjusted	255	308	20,8
(165)	Oneri finanziari netti	(80)	(101)
(88)	Proventi netti su partecipazioni	(49)	(38)
281	Risultato prima delle imposte adjusted	126	169	34,1
(194)	Imposte sul reddito	(95)	(77)
87	Risultato prima degli interessi di terzi azionisti adjusted	31	92
(62)	Risultato di competenza di terzi azionisti	(25)	(32)
25	Utile (perdita) del periodo adjusted	6	60

Risultato operativo adjusted e costi per destinazione

Esercizio		Primo semestre
2018	(milioni di euro)	2018	2019	Var. %
8.587	Ricavi della gestione caratteristica adjusted	3.839	4.519	17,7
(7.469)	Costi della produzione	(3.292)	(3.930)
(215)	Costi di inattività	(105)	(108)
(145)	Costi commerciali	(72)	(76)
(33)	Costi di ricerca e sviluppo	(12)	(14)
(18)	Proventi (oneri) diversi operativi netti	(16)	2
(173)	Spese generali	(87)	(85)
534	Risultato operativo (EBIT) adjusted	255	308	20,8

I costi della produzione, che comprendono i costi diretti delle commesse di vendita e gli ammortamenti dei mezzi e attrezzature impiegati, sono complessivamente ammontati a 3.930 milioni di euro, con un incremento di 638 milioni di euro rispetto al primo semestre del 2018, coerentemente con l'incremento dei ricavi.

I costi di inattività sono aumentati di 3 milioni di euro rispetto al primo semestre del 2018. I costi commerciali, pari a 76 milioni di euro, registrano un incremento di 4 milioni di euro, a causa dello sforzo commerciale in corso. Le spese di ricerca rilevate tra i costi di gestione, pari a 14 milioni di euro, e le spese generali, pari a 85 milioni di euro, sono pressoché in linea con il primo semestre del 2018.

Engineering & Construction Offshore

Esercizio

Esercizio			Primo semestre
2018	(milioni di euro)	2018	2019
3.852	Ricavi della gestione caratteristica adjusted	1.750	1.990
(3.329)	Costo del venduto	(1.491)	(1.662)
523	Margine operativo lordo (EBITDA) adjusted	259	328
(205)	Ammortamenti	(99)	(148)
318	Risultato operativo (EBIT) adjusted	160	180
(13)	Svalutazioni e oneri di riorganizzazione	(7)	(6)
305	Risultato operativo (EBIT)	153	174

I ricavi del primo semestre del 2019 ammontano a 1.990 milioni di euro, con un aumento del 13,7% rispetto al corrispondente periodo del 2018, riconducibile principalmente ai maggiori volumi realizzati in Medio Oriente e Africa del Nord.

Il costo del venduto, pari a 1.662 milioni di euro, registra un incremento di 171 milioni di euro rispetto al primo semestre del 2018, coerentemente con i maggiori volumi.

Il margine operativo lordo (EBITDA) adjusted del primo semestre del 2019 ammonta a 328 milioni di euro con un'incidenza sui ricavi pari al 16,5%, 274 milioni di euro al netto degli effetti dell'applicazione dell'IFRS 16, pari al 13,8% dei ricavi, in aumento rispetto ai 259 milioni di euro del corrispondente periodo del 2018, con un'incidenza sui ricavi pari al 14,8%.

Gli ammortamenti sono superiori di 49 milioni di euro rispetto a quanto consuntivato nel medesimo periodo del 2018, per effetto dell'entrata in vigore del nuovo principio contabile IFRS 16.

Il risultato operativo (EBIT) del primo semestre del 2019 ammonta a 174 milioni di euro ed è inclusivo di oneri di riorganizzazione per 6 milioni di euro.

Engineering & Construction Onshore

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Esercizio			Primo semestre
2018	(milioni di euro)	2018	2019
3.769	Ricavi della gestione caratteristica adjusted	1.622	2.000
(3.651)	Costo del venduto	(1.571)	(1.891)
118	Margine operativo lordo (EBITDA) adjusted	51	109
(40)	Ammortamenti	(19)	(36)
78	Risultato operativo (EBIT) adjusted	32	73
(203)	Svalutazioni e oneri di riorganizzazione	(121)	(11)
(125)	Risultato operativo (EBIT)	(89)	62

I ricavi adjusted del primo semestre del 2019 ammontano a 2.000 milioni di euro, con un incremento del 23,3% rispetto al corrispondente periodo 2018, riconducibile principalmente ai maggiori volumi registrati in Medio ed Estremo Oriente e Africa Occidentale.

Il costo del venduto, pari a 1.891 milioni di euro, registra un incremento di 320 milioni di euro, rispetto al primo semestre del 2018, in percentuale inferiore rispetto alle variazioni dei ricavi, grazie al recupero di efficienza.

Il margine operativo lordo (EBITDA) adjusted del primo semestre del 2019 ammonta a 109 milioni di euro, pari al 5,5% dei ricavi, 92 milioni di euro al netto degli effetti dell'applicazione dell'IFRS 16, pari al 4,6% dei ricavi, rispetto ai 51 milioni di euro del corrispondente periodo del 2018, pari al 3,1% dei ricavi. L'EBITDA adjusted non include il peggioramento di una commessa eseguita in una società a controllo congiunto, classificata nella voce "Oneri da partecipazioni" e corrispondente alla quasi totalità di tale voce.

Gli ammortamenti risultano pari a 36 milioni di euro, in aumento di 17 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2018, principalmente per effetto dell'entrata in vigore del nuovo principio contabile IFRS 16.

Il risultato operativo (EBIT) del primo semestre del 2019 ammonta a 62 milioni di euro ed è inclusivo di oneri di riorganizzazione per 11 milioni di euro.

Drilling Offshore

Esercizio	Primo semestre
2018	(milioni di euro)	2018	2019
465	Ricavi della gestione caratteristica adjusted	221	256
(239)	Costo del venduto	(114)	(154)
226	Margine operativo lordo (EBITDA) adjusted	107	102
(106)	Ammortamenti	(53)	(53)
120	Risultato operativo (EBIT) adjusted	54	49
(269)	Svalutazioni e oneri di riorganizzazione	(199)	(25)
(149)	Risultato operativo (EBIT)	(145)	24

I ricavi del primo semestre del 2019 ammontano a 256 milioni di euro, con un incremento del 15,8% rispetto al corrispondente periodo del 2018, per effetto principalmente della piattaforma semisommergibile Scarabeo 8 e della nave di perforazione Saipem 12000, parzialmente inattive nel corrispondente periodo del 2018, e del contributo del jack-up Pioneer, noleggiato da terzi a partire da gennaio 2019; l'incremento è stato in parte mitigato dall'inattività della Tender Assisted Drilling Barge e della piattaforma semisommergibile Scarabeo 9. Il costo del venduto, pari a 154 milioni di euro, registra un incremento di 40 milioni di euro, coerentemente con l'incremento dei volumi rispetto al corrispondente periodo del 2018. Il margine operativo lordo (EBITDA) adjusted del primo semestre del 2019 ammonta a 102 milioni di euro, pari al 39,8% dei ricavi, 100 milioni di euro al netto degli effetti dell'applicazione dell'IFRS 16, pari al 39,1%, rispetto ai 107 milioni di euro del corrispondente periodo del 2018, con un'incidenza sui ricavi pari al 48,4%. Gli ammortamenti ammontano a 53 milioni di euro, in linea rispetto al corrispondente periodo del 2018. L'impatto dell'introduzione del principio contabile IFRS 16 non è materiale.

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Il risultato operativo (EBIT) del primo semestre del 2019 ammonta a 24 milioni di euro, inclusivo della svalutazione di un jack-up e del relativo circolante per 21 milioni di euro, e oneri da riorganizzazione per 4 milioni di euro.

Drilling Onshore

Esercizio			Primo semestre
2018	(milioni di euro)	2018	2019
501	Ricavi della gestione caratteristica adjusted	246	273
(366)	Costo del venduto	(180)	(206)
135	Margine operativo lordo (EBITDA) adjusted	66	67
(117)	Ammortamenti	(57)	(61)
18	Risultato operativo (EBIT) adjusted	9	6
(12)	Svalutazioni e oneri di riorganizzazione	(2)	(4)
6	Risultato operativo (EBIT)	7	2

I ricavi del primo semestre del 2019 ammontano a 273 milioni di euro, con un incremento dell'11% rispetto al corrispondente periodo del 2018, grazie ai maggiori volumi sviluppati in Arabia Saudita e in Sud America, in parte mitigati dalla minore attività in Kazakhstan.

Il margine operativo lordo (EBITDA) adjusted del primo semestre del 2019 ammonta a 67 milioni di euro, pari al 24,5% dei ricavi, in miglioramento rispetto ai 66 milioni di euro del primo semestre del 2018, pari al 26,8%, grazie alle azioni di ottimizzazione costi implementate in America del Sud e al recupero di efficienza in Medio Oriente.

Gli ammortamenti, pari a 61 milioni di euro, in aumento di 21 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2018. L'impatto dell'introduzione del principio contabile IFRS 16 non è materiale.

Il risultato operativo (EBIT) del primo semestre del 2019 è pari a 2 milioni di euro e inclusivo di oneri da riorganizzazione per 4 milioni di euro.

Riepilogo effetti prima adozione IFRS 16

Di seguito il riepilogo degli effetti a conto economico derivanti dall'applicazione del principio IFRS 16:

• incremento EBIT per 8 milioni di euro;
• incremento EBITDA per 75 milioni di euro;
• decremento risultato netto per 5 milioni di euro.
• In dettaglio:
• storno costi noleggio per 75 milioni di euro;
• incremento ammortamenti per 67 milioni di euro;
• incremento oneri finanziari per 13 milioni di euro.

	Incremento ammortamenti	30.06.2019
(milioni di euro)		Storno noleggi	Incremento EBIT	Incremento EBITDA
Engineering & Construction Offshore	48	54	6	54
Engineering & Construction Onshore	15	17	2	17
Drilling Offshore	2	2	-	2
Drilling Onshore	2	2	-	2
Totale	67	75	8	75

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.

30.06.2018		(milioni di euro)	01.01.2019 (2)	30.06.2019
	4.481	Attività materiali nette	4.326	4.222
	-	Diritto d'utilizzo di attività in leasing	550	531
	693	Attività immateriali nette	702	699
	5.174		5.578	5.452
2.702		- Engineering & Construction Offshore	2.588	3.038
526		- Engineering & Construction Onshore	548	629
1.334		- Drilling Offshore	1.555	1.218
612		- Drilling Onshore	643	567
	91	Partecipazioni	78	77
	5.265	Capitale immobilizzato	5.656	5.529
	468	Capitale di esercizio netto	292	298
	(209)	Fondo per benefici ai dipendenti	(208)	(224)
	-	Attività (passività) destinate alla vendita	2	-
	5.524	Capitale investito netto	5.742	5.603
	4.140	Patrimonio netto	3.962	3.991
	59	Capitale e riserve di terzi	74	38
	1.325	Indebitamento finanziario netto ante lease liability IFRS 16	1.159	1.043
	-	Passività finanziarie beni in leasing	547	531
	1.325	Indebitamento finanziario netto	1.706	1.574
	5.524	Coperture	5.742	5.603
	0,32	Leverage ante IFRS 16 (indebitamento/patrimonio netto + capitale di terzi)	0,29	0,26
	0,32	Leverage post IFRS 16 (indebitamento/patrimonio netto + capitale di terzi)	0,42	0,39
	1.010.977.439	N. azioni emesse e sottoscritte	1.010.977.439	1.010.977.439

(1) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo "Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori" a pag. 67. (2) Dati restated per effetto dell'entrata in vigore dell'IFRS 16.

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 2019 a 5.529 milioni di euro, con un decremento di 127 milioni di euro rispetto al 1° gennaio 2019. La variazione deriva da investimenti per 170 milioni di euro, da ammortamenti per 226 milioni di euro e svalutazioni per 14 milioni di euro, dalla variazione negativa delle partecipazioni valutate al patrimonio netto per 38 milioni di euro e dall'effetto netto positivo derivante principalmente dalla conversione dei bilanci espressi in moneta estera e da altre variazioni per 19 milioni di euro.

Il capitale di esercizio netto aumenta di 6 milioni di euro, passando da 292 milioni di euro al 1° gennaio 2019 ai 298 milioni di euro al 30 giugno 2019.

Il fondo per benefici ai dipendenti ammonta a 224 milioni di euro, in aumento rispetto al 1° gennaio 2019 di 16 milioni di euro, per effetto

degli accantonamenti degli oneri da riorganizzazione.

A seguito di quanto prima analizzato, il capitale investito netto diminuisce di 139 milioni di euro, attestandosi, al 30 giugno 2019, a 5.603 milioni di euro, rispetto a 5.742 milioni di euro al 1° gennaio 2019.

Il patrimonio netto, compresa la quota attribuibile alle minoranze, ammonta al 30 giugno 2019 a 4.029 milioni di euro, in diminuzione di 7 milioni di euro rispetto al 1° gennaio 2019. La diminuzione è riconducibile all'effetto negativo dell'acquisto di interessenze di terzi (15 milioni di euro) e all'effetto negativo della distribuzione dei dividendi (62 milioni di euro), solo parzialmente compensata dall'effetto positivo del risultato netto del periodo (46 milioni di euro), dall'effetto positivo della variazione della valutazione al fair value degli strumenti derivati di copertura del rischio di cambio e commodity (17 milioni di euro) e dall'effetto positivo sul patrimonio netto derivante dalla conversione dei bilanci espressi in moneta estera e da altre variazioni per 7 milioni di euro.

L'indebitamento finanziario netto al 30 giugno 2019 è pari a 1.574 milioni di euro, rispet-

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to a 1.706 milioni di euro al 1° gennaio 2019, di cui 531 milioni di euro di lease liability IFRS 16.

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

30.06.2018	(milioni di euro)	31.12.2018	30.06.2019
-	Crediti finanziari esigibili oltre l'esercizio successivo	-	(68)
910	Debiti verso banche esigibili oltre l'esercizio successivo	655	623
1.990	Debiti obbligazionari e verso altri finanziatori esigibili oltre l'esercizio successivo	1.991	1.992
2.900	Indebitamento finanziario netto a medio/lungo termine	2.646	2.547
(1.652)	Depositi bancari e postali	(1.672)	(1.736)
(68)	Titoli valutati al fair value con effetti a OCI	(86)	(78)
(3)	Denaro e valori in cassa	(2)	(1)
(2)	Crediti verso altri finanziatori esigibili entro l'esercizio successivo	(32)	(32)
114	Debiti verso banche esigibili entro l'esercizio successivo	260	311
36	Debiti obbligazionari e verso altri finanziatori esigibili entro l'esercizio successivo	45	32
(1.575)	Indebitamento finanziario netto (disponibilità finanziarie) a breve termine	(1.487)	(1.504)
1.325	Indebitamento finanziario netto (disponibilità finanziarie) ante IFRS 16	1.159	1.043
-	Passività per leasing correnti	-	136
-	Passività per leasing non correnti	-	395
1.325	Indebitamento finanziario netto (disponibilità finanziarie)	1.159	1.574

Le attività (passività) connesse al fair value dei contratti derivati sono rappresentate nella nota 31 "Strumenti finanziari derivati".

I depositi bancari e postali includono: (i) disponibilità liquide pari a 281 milioni di euro su conti correnti di progetti eseguiti in partnership o in joint venture; (ii) disponibilità liquide pari a 83 milioni di euro su conti correnti denominati in valute soggette a restrizioni sulla movimentazione e/o sulla convertibilità; (iii) disponibilità liquide pari a 3 milioni di euro su conti correnti soggetti a vincoli a fronte di dispute con alcuni fornitori, per un totale complessivo di 367 milioni di euro.

Prospetto del conto economico complessivo

	Primo semestre
2018 (milioni di euro)	2019
Utile (perdita) netto del periodo (298)	46
Altre componenti del conto economico complessivo:
- variazione del fair value derivati cash flow hedge (80)	21
- variazione del fair value delle attività finanziarie, diverse dalle partecipazioni, con effetti a OCI (1)	1
- differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro 21	9
- effetto fiscale relativo alle altre componenti dell'utile complessivo 13	(4)
Totale altre componenti del conto economico complessivo (47)	27
Totale utile (perdita) complessivo del periodo (345)	73
Di competenza:
- Gruppo Saipem (371)	40
- terzi azionisti 26	33

Patrimonio netto comprese interessenze di terzi azionisti

(milioni di euro)
Patrimonio netto comprese interessenze di terzi azionisti al 1º gennaio 2019	4.036
Totale risultato complessivo di periodo	73
Dividendi distribuiti agli azionisti Saipem	-
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate	(62)
Cessione (acquisto) di azioni proprie al netto del fair value dei piani di incentivazione	(3)
Acquisto interessenze di terzi	(15)
Aumento di capitale al netto di oneri	-
Altre variazioni	-
Totale variazioni	(7)
Patrimonio netto comprese interessenze di terzi azionisti al 30 giugno 2019	4.029
Di competenza:
- Gruppo Saipem	3.991
- terzi azionisti	38

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), ai rimborsi di passività per beni in leasing, 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 dei rimborsi delle passività per beni in leasing e delle variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione.

Esercizio			Primo semestre
2018	(milioni di euro)	2018	2019
(472)	Utile (perdita) del periodo di Gruppo	(323)	14
62	Risultato del periodo di terzi azionisti	25	32
	a rettifica:
840	Ammortamenti e altri componenti non monetari	504	375
4	(Plusvalenze) minusvalenze nette su cessioni e radiazioni di attività	1	(5)
279	Dividendi, interessi e imposte	138	132
713	Flusso di cassa del risultato operativo prima della variazione del capitale di periodo	343	548
259	Variazione del capitale di periodo relativo alla gestione	46	(21)
(261)	Dividendi incassati, imposte pagate, interessi pagati e incassati	(103)	(108)
711	Flusso di cassa netto da attività operativa	288	419
(485)	Investimenti tecnici	(313)	(135)
(27)	Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda	-	(35)
1	Dismissioni e cessioni parziali di partecipazioni consolidate, rami d'azienda e attività materiali	-	10
-	Altre variazioni relative all'attività di finanziamento	-	-
200	Free cash flow	(25)	259
(40)	Investimenti e disinvestimenti relativi all'attività di finanziamento	-	9
(172)	Variazione debiti finanziari a breve e lungo termine	(71)	3
-	Rimborsi di passività per beni di leasing	-	(62)
-	Cessione (acquisto) di azioni proprie	-	-
(79)	Flusso di cassa del capitale proprio	(15)	(77)
14	Variazioni area di consolidamento e differenze di cambio sulle disponibilità liquide ed equivalenti	15	(69)
(77)	FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO	(96)	63
200	Free cash flow	(25)	259
-	Rimborsi di passività per beni in leasing	-	(62)
-	Cessione (acquisto) di azioni proprie	-	-
(79)	Flusso di cassa del capitale proprio	(15)	(77)
16	Differenze di cambio sull'indebitamento finanziario netto e altre variazioni	11	(4)
137	VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITÀ PER LEASING	(29)	116
-	Effetto prima applicazione IFRS 16	-	(547)
-	Accensioni del periodo	-	(48)
-	Rimborsi di passività per beni in leasing	-	62
-	Differenze cambio e altre variazioni	-	2
-	Variazione passività per beni in leasing	-	(531)
-	VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO	-	(415)

(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. 67.

Il flusso di cassa netto da attività operativa positivo per 419 milioni di euro al netto del flusso negativo degli investimenti tecnici netti e degli investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda pari a 170 milioni di euro, e del flusso positivo delle dismissioni e cessioni parziali di partecipazioni consolidate, rami d'azienda e attività materiali pari a 10 milioni di euro, ha generato un free cash flow positivo per 259 milioni di euro.

I rimborsi di passività per beni in leasing hanno generato un effetto negativo per 62 milioni di euro; il flusso di cassa del capitale proprio è negativo per 77 milioni di euro, ed è relativo al pagamento dei dividendi (62 milioni di euro) e all'effetto dell'acquisto di interessenze di terzi (15 milioni di euro). La differenza di cambio dell'indebitamento finanziario netto e altre variazioni hanno generato un effetto negativo per 4 milioni di euro.

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Pertanto l'indebitamento finanziario netto ante passività per beni in leasing ha subìto una variazione di 116 milioni di euro.

La variazione delle passività per beni in leasing ha generato un effetto complessivo negativo pari a 531 milioni di euro, dovuto all'effetto negativo della prima applicazione dell'IFRS16, pari a 547 milioni di euro, e alle accensioni di periodo pari a 48 milioni di euro, in parte compensato dai rimborsi di passività per beni in leasing e dalle differenze cambio e altre variazioni per un totale di 64 milioni di euro.

Il flusso di cassa del risultato operativo prima della variazione del capitale di perio-

• do, di 548 milioni di euro, deriva:
• dal risultato positivo del periodo per 46 milioni di euro;
• dagli ammortamenti e svalutazioni di attività materiali e immateriali per 312 milioni di euro, dalla valutazione delle partecipazioni al patrimonio netto per 38 milioni di euro, dalla variazione del fondo benefici ai dipendenti per 17 milioni di euro e da differenze cambio e altre variazioni per 8 milioni di euro;
• dalle minusvalenze nette su cessioni di attività per 5 milioni di euro;
• dagli oneri finanziari netti per 55 milioni di euro e dalle imposte sul reddito per 77 milioni di euro.

La variazione del capitale dell'esercizio relativa alla gestione, negativa per 21 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 2019, negativa per 108 milioni di euro, si riferisce principalmente alle imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati e agli interessi pagati. Gli investimenti tecnici in attività materiali e immateriali ammontano a 135 milioni di euro.

Riepilogo degli effetti derivanti dall'applicazione dell'IFRS 16

Con efficacia 1° gennaio 2019 è entrato in vigore il nuovo principio contabile internazionale IFRS 16 "Leases" che definisce un modello unico di rilevazione dei contratti di leasing basato sulla rilevazione in capo al conduttore (lessee) di un asset rappresentativo del diritto di utilizzo del bene ("right of use") in contropartita a una passività rappresentativa dell'obbligazione a eseguire i pagamenti previsti dal contratto ("lease liability").

Di seguito il riepilogo degli effetti sullo stato patrimoniale derivanti dall'applicazione del principio:

(milioni di euro)	31.12.2018 pubblicato	Effetto applicazione IFRS 16	01.01.2019
Attività materiali nette	4.326	-	4.326
Diritto di utilizzo di attività in leasing	-	550	550
Attività immateriali nette	702	-	702
	5.028	550	5.578
Partecipazioni	78	-	78
Capitale immobilizzato	5.106	550	5.656
Capitale di esercizio netto	295	(3)	292
Fondo benefici dipendenti	(208)	-	(208)
Attività disponibili per la vendita	2	-	2
Capitale investito netto	5.195	547	5.742
Patrimonio netto	3.962	-	3.962
Capitale e riserve di terzi	74	-	74
Indebitamento finanziario netto ante lease liability IFRS 16	1.159	-	1.159
Passività finanziarie beni in leasing	-	547	547
Indebitamento finanziario netto	1.159	547	1.706
Coperture	5.195	547	5.742
Leverage ante IFRS 16 (indebitamento/patrimonio netto + capitale di terzi)	0,29	-	0,29
Leverage post IFRS 16 (indebitamento/patrimonio netto + capitale di terzi)	0,29	-	0,42

Principali indicatori reddituali e finanziari

Return On Average Capital Employed (ROACE)

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

Return On Average Capital Employed (ROACE) operative

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

		31.12.2018	30.06.2018	30.06.2019
Risultato netto	(milioni di euro)	(410)	(506)	(66)
Esclusione degli oneri finanziari correlati al debito
(al netto dell'effetto fiscale)	(milioni di euro)	165	143	141
Risultato netto unlevered	(milioni di euro)	(285)	(363)	75
Capitale investito netto:	(milioni di euro)
- a inizio periodo		5.847	6.349	5.524
- a fine periodo		5.195	5.524	5.603
Capitale investito netto medio	(milioni di euro)	5.521	5.937	5.564
ROACE	(%)	(5,16)	(6,11)	1,35
ROACE operative	(%)	(5,16)	(6,11)	1,35

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.

30.06.2018	30.06.2019
Leverage ante IFRS 16 0,32	0,26
Leverage post IFRS 16 -	0,39

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 esse-

re 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 items: rappresentano: (i) eventi o operazioni il cui accadimento non è ricorrente; (ii) eventi o operazioni non rappresentativi della normale attività di business;
• indebitamento finanziario netto: è calcolato come debito finanziario al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti, dei titoli e delle altre attività finanziarie non strumentali all'attività operativa.

Sostenibilità

Sostenibilità del business

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La visione di business sostenibile è un elemento fondamentale e caratterizzante le strategie di Saipem, che riguarda non solo la gestione delle operazioni in modo responsabile, ma anche la promozione del dialogo e delle relazioni con i propri stakeholder al fine di contribuire alla creazione di valore condiviso come fattore di sviluppo socio-economico delle aree in cui opera.

In tale ottica la Società aderisce alle più importanti iniziative internazionali come il Global Compact delle Nazioni Unite volto a promuovere il rispetto di dieci principi fondamentali nel campo dei Diritti Umani e del Lavoro, della protezione ambientale e della lotta alla corruzione, con il fine di contribuire, nel proprio ruolo di business, al raggiungimento dei Sustainable Development Goals (SDGs).

Coinvolgimento degli stakeholder

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

Nel corso del primo semestre del 2019 sono continuate le attività sul tema del rispetto dei diritti umani e dei lavoratori nella catena di fornitura di Saipem, impegno incluso tra gli MBO societari, tra queste lo svolgimento di audit specifici presso i fornitori in Paesi classificati ad "alto rischio" in tema di tutela dei diritti, ed è stato avviato un programma di training al personale delle funzioni Procurement e Post Order delle divisioni.

Nel corso del primo semestre del 2019 Saipem ha proseguito inoltre il coinvolgimento con la comunità finanziaria, sempre più attenta alle tematiche di sostenibilità. In particolare la Società ha partecipato attivamente alle iniziative del Forum per la Finanza Sostenibile e si è relazionata con le più importanti agenzie di rating ESG (Environmental, Social and Governance). Il posizionamento della Società è stato riconosciuto dalle positive valutazioni ottenute dalle principali agenzie di rating e dalla confermata inclusione negli indici azionari di sostenibilità, come Dow Jones Sustainability Index e FTSE4Good.

Nel marzo del 2019 Saipem ha condotto un'importante attività di engagement con i propri stakeholder attraverso i Saipem Open Talks svoltisi a Milano e sostanziati da incontri sui temi della finanza sostenibile, dell'innovazione, delle strategie e degli scenari globali.

Comunicare con gli stakeholder

Saipem ha pubblicato il documento di comunicazione sulla sostenibilità del business "Sustainable Saipem", che illustra le strategie e le azioni portate avanti sia negli ambiti dei temi identificati dagli stakeholder come materiali sia in termini di impegno per il raggiungimento dei Sustainable Development Goals e per il rispetto dei principi del Global Compact, verso i quali il documento ha funzione di "Communication on Progress".

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

Per assicurare il massimo livello di affidabilità e credibilità delle informazioni non finanziarie rilasciate al pubblico e alle autorità ai sensi del D.Lgs. n. 254/2016, Saipem ha disegnato e completato nella prima parte dell'anno la costruzione del nuovo Sistema di Controllo Interno sull'informativa non finanziaria.

Saipem ha pubblicato nel gennaio del 2019 il primo documento "Tackling Climate Change", redatto seguendo le linee guida della Task Force on Climate Related Financial Disclosure (TCFD) del Financial Stability Board del G20 e che contiene la descrizione di analisi, politiche, strategie, azioni, metriche, gestione dei rischi e delle opportunità e iniziative tecnologiche al fine di evidenziare gli impatti sul proprio business degli scenari Climate Change.

Infine, il 26 giugno 2019 il Consiglio di Amministrazione ha approvato il "Modern Slavery Statement 2018" che descrive le politiche e le azioni intraprese dal Gruppo Saipem per misurare e rafforzare i sistemi e i processi per assicurare il rispetto dei Diritti Umani e dei Diritti dei Lavoratori e per prevenire forme di schiavitù moderna e traffico di esseri umani nelle proprie attività dirette e lungo la catena di fornitura.

Attività di ricerca e sviluppo

L'innovazione tecnologica è per Saipem uno dei più significativi pilastri strategici. L'industria Oil&Gas necessita di rivedere significativamente il proprio focus per far fronte sia alle sfide imminenti che a quelle future. Saipem si pone in tale contesto come "Innovative Global Solution Provider" del settore energetico, mantenendo l'innovazione come uno dei principali pilastri del suo piano strategico. Infatti, il modello di Innovazione di Saipem rappresenta la sintesi tra l'urgenza di fornire soluzioni concrete nel breve termine, principalmente richieste dai progetti commerciali in corso, e la necessità di sviluppare soluzioni innovative che riflettano le sfide che derivano dall'evoluzione dei macro-scenari, in particolare quello energetico.

In particolare, il modello considera due dimensioni: una "evolutiva", che mira al miglioramento dell'efficienza e l'altra "dirompente" in grado di proiettare Saipem nel futuro. A questo proposito abbiamo creato la "Fabbrica dell'Innovazione", che promuove una cultura innovativa e collaborativa all'interno e all'esterno dell'azienda, e allarga costantemente questa rete attraverso partnership e promuovendo progetti di "open innovation" con importanti attori tecnologici, spin-off accademici e start-up.

L'innovazione "evolutiva", ambito tradizionale delle nostre divisioni, viene descritta di seguito nel dettaglio.

Nella Divisione Engineering & Construction Offshore, le tecnologie sono parte integrante e abilitante della strategia di business, in quanto aumentano: (a) l'efficienza degli investimenti per lo sviluppo dei giacimenti sottomarini dei clienti e quella delle spese di conduzione degli stessi; (b) l'efficienza nell'esecuzione dei progetti commissionati dai clienti; (c) le opportunità di diversificazione o trasformazione del business, sia dentro che fuori la catena del valore dell'Oil&Gas.

Molte delle iniziative in corso riguardano lo sviluppo di tecnologie destinate alle zone di frontiera, come le acque abissali e le aree HP/HT (high pressure/high temperature), dove la sfida consiste nel combinare gli stringenti requisiti tecnici con l'efficienza dei costi, richiedendo pertanto la considerazione di materiali più avanzati, tra cui compositi o polimeri, pur rispettando le nuove funzionalità di installazione. In tale contesto, le soluzioni che utilizzano rivestimenti interni in plastica sono in fase di qualifica per estenderne l'area di applicazione, mentre per alcune configurazioni di riser si sta valutando l'uso di materiali compositi.

Un elemento chiave per aumentare l'efficienza è la capacità di proporre, fin dalle fasi iniziali del progetto, architetture innovative di campi sottomarini, che integrino soluzioni economicamente sostenibili per i nostri clienti. Saipem continua a sviluppare nuove tecnologie che permettono di spostare sul fondo del mare parte dei processi attualmente operati in superficie e/o di collegarli a infrastrutture posizionate a distanze sempre maggiori.

Le spine dorsali di tali architetture sono le condotte sottomarine, e in particolare quelle riscaldate elettricamente mediante la tecnologia "Heat Traced Pipe-in-Pipe", attualmente in fase di ulteriore sviluppo per raggiungere distanze maggiori, oppure attraverso una stazione di riscaldamento locale, che è stata recentemente testata e per la quale è in fase di valutazione la successiva fase di qualifica. Saipem sta proponendo ai clienti queste tecnologie proprietarie in sistemi ottimizzati di "Long Subsea Tie-Back", insieme a nuovi concetti per lo stoccaggio sottomarino di prodotti chimici e ad alcune tecnologie di processo sottomarine, per garantire il flusso dei prodotti su lunghe distanze. Parallelamente, sono in fase di test anche soluzioni per il monitoraggio del flusso per assicurare il monitoraggio in tempo reale in caso di criticità.

Saipem ha siglato diverse partnership con clienti e fornitori di tecnologie chiave da integrare nelle cosiddette "fabbriche sottomarine" del futuro. Tra questi, un accordo esclusivo con Curtiss-Wright per lo sviluppo, la costruzione e i test di una pompa sottomarina "barrier fluid-less" (cioè priva di fluido barriera), che è proseguito anche nel corso del semestre. Questo rappresenta un passo fondamentale per l'industrializzazione della tecnologia di desolfatazione SPRINGS™ (sviluppata insieme a Total e Veolia) e di altre soluzioni proprietarie di trattamento sottomarino.

Tale sviluppo è anche allineato alla visione di campi "All-Electric", cioè di infrastrutture sottomarine che facciano a meno di ombelicali elettro-idraulici complessi per l'attuazione delle valvole, a favore di sole linee elettriche e fibre ottiche.

Nell'ambito dell'accordo di sviluppo congiunto, firmato nel 2017 con Siemens, sono state completate con successo la progettazione e la verifica dei componenti del sistema di controllo sottomarino di tipo "Open Framework". Analogamente, sono stati siglati nuovi accordi per lo sviluppo di attuatori elettrici sottomarini, valvole a ciclo elevato e di misuratori di solfati in acqua.

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All'interno dello stesso quadro è stata recentemente lanciata una nuova iniziativa sull'industrializzazione dei sistemi di stoccaggio chimico e di iniezione sottomarino. Lo scopo è l'industrializzazione e la qualifica delle tecnologie abilitanti per trasferire i pacchetti di stoccaggio chimico e di iniezione dalle parti superiori ai fondali marini. L'obiettivo è quello di rimuovere i tubi tradizionali che trasportano le sostanze chimiche attraverso l'ombelicale, poiché i tubi hanno un impatto significativo sui costi di sviluppo di lunghi tie-back. Un accordo di sviluppo congiunto è stato appena siglato con un produttore di pompe per la qualifica di una pompa sottomarina per prodotti chimici, una fase fondamentale del programma di industrializzazione.

Sono stati ottenuti ulteriori progressi sul processo di qualifica (con DNV-GL) di un innovativo giunto telescopico proprietario che ottimizza le operazioni di connessione e disconnessione subacquee dei moduli delle "fabbriche sottomarine", facilitando quindi le attività di manutenzione delle stesse.

Per quanto riguarda gli altri processi sottomarini ancora in via di sviluppo, lo studio concettuale Hi-Sep™ di Petrobras sulla separazione sottomarina della CO2 in fase densa si è concluso con successo, tanto che sta per essere definita la fase successiva di sviluppo. Inoltre, alcune delle principali Oil Company stanno discutendo con Saipem la terza fase dello sviluppo congiunto della tecnologia proprietaria "Spoolsep", fase che porterebbe questo sistema di separazione dell'acqua prodotta insieme al petrolio a un livello di maturità prossimo alla commercializzazione. Altre ricerche sono svolte sul trattamento sottomarino dei giacimenti di gas, per fornire soluzioni per il trasporto di gas su distanze molto lunghe.

Poiché l'incremento del numero di funzioni e operazioni assegnate agli impianti sottomarini porta a campi sempre più complessi, Saipem sta traguardando l'integrazione dell'intera catena del valore, proponendo prodotti, servizi e tecnologie che supportano tutto il ciclo di vita dei campi ("Life of Field") dei clienti, dallo sviluppo iniziale al loro smantellamento ("decommissioning"), e che migliorano l'efficienza sui costi operativi.

Ed è proprio la nuova piattaforma "Hydrone" che proietta Saipem nel futuro della robotica sottomarina di assistenza alle operazioni anche da remoto. Il primo prototipo di Hydrone-R è quasi completato: Saipem sta allestendo il campo di test, lungo il litorale di Trieste, per poter eseguire le prove in mare a partire da luglio 2019. Inoltre è stato eseguito con successo un test per operare dall'Italia un ROV lanciato sott'acqua da una piattaforma di perforazione in Norvegia, attraverso un collegamento satellitare.

Saipem e Shell hanno recentemente siglato un accordo per lo sviluppo industriale e la commercializzazione di "FlatFish", un AUV (Autonomous Underwater Vehicle) dedicato all'ispezione sottomarina di strutture e condotte nato da un'iniziativa di R&D promossa da Shell e altri partner a partire dal 2014. La piattaforma Hydrone trarrà quindi vantaggio sia da alcune delle tecnologie già sviluppate per il prototipo "FlatFish", sia dalla collaborazione con un secondo importante player internazionale, che a sua volta sta sviluppando tecnologie robotiche sottomarine similari.

Saipem è fortemente focalizzata sull'efficienza d'esecuzione dei progetti offshore, sia portando in campo alcune tecnologie proprietarie, che aumentando il portafoglio delle tecnologie in via di sviluppo.

I benefici più evidenti si sono riscontrati nei settori della posa delle condotte e nella costruzione dei campi sottomarini. A titolo di esempio, le prime due fasi del progetto "Zohr", completate con successo nell'offshore egiziano, si sono distinte per la velocità esecutiva e la qualità dei risultati forniti da Saipem, anche grazie alle nuove tecniche di saldatura di tubazioni convenzionali usate in ambienti acidi, e a quelle più complesse per la saldatura di tubi in leghe anticorrosione. A tal fine, il nuovo Centro Tecnologico di Ploiesti (Romania) continua ad approntare nuove soluzioni per velocizzare la saldatura in prefabbricazione e in linea di varo e il controllo non distruttivo dei tubi "clad", e per automatizzare i processi di rivestimento dei giunti saldati.

Proseguono inoltre le indagini sulle tecniche di saldatura ad alta produttività di tubi spessi in singola passata, come il Laser e l'Electron Beam.

L'efficienza viene aumentata anche estendendo l'automazione e la digitalizzazione dei processi produttivi a bordo dei mezzi di costruzione e non. Per questo motivo Saipem è impegnata da tempo in un estensivo programma di innovazione.

L'efficienza in esecuzione passa anche attraverso un rigoroso controllo dei rischi operativi. Il sistema IAU (Integrated Acoustic Unit), che controlla il rischio di allagamento delle condotte sottomarine, sta completando il percorso di qualifica con DNV-GL, e oggi viene offerto su progetti operativi.

Nel settore del Decommissioning, Saipem ha completato con successo lo smantellamento della piattaforma "BP-Miller", impiegando un'inedita tecnica di sollevamento e trasporto.

La Divisione Drilling Offshore si è dedicata allo sviluppo di nuove tecnologie di perforazione sottomarina per migliorare l'efficienza e la sicurezza delle operazioni: il progetto fa riferimento al sistema Neptune di riser shape monitoring.

La Divisione è anche all'avanguardia nelle tecnologie "wearable", per migliorare l'efficienza dei dispositivi di protezione individuale; il concetto è di sfruttare sensori, ampiamente disponibili sul mercato, e usarli per ottenere maggiore sicurezza dove si opera. È stato finalizzato un prototipo di smart boot, mentre è stato avviato un progetto sugli smart glasses al fine di verificare la potenzialità e la fattibilità di tali dispositivi.

Nell'ambito della digitalizzazione delle attività di perforazione, in collaborazione con Eni, è stato sviluppato un nuovo sistema virtuale portabile per il training immersivo e la simulazione operativa al fine di aumentare la conoscenza del mezzo e delle attrezzature di perforazione, il know-how operativo e la consapevolezza della sicurezza.

A integrazione degli sforzi di virtualizzazione della flotta, la Divisione sta procedendo nella sua roadmap per aumentare la complessità del gemello digitale dello Scarabeo 8, lanciando un progetto pilota teso ad aggiungere ulteriori fonti e capacità di informazione ed estendere il programma anche ad altre piattaforme di punta.

Inoltre, dopo ampie verifiche del concetto, si sta avviando un altro progetto pilota sulla manutenzione predittiva da utilizzare sulle apparecchiature più critiche di Scarabeo 8.

Infine, la Divisione sta attivamente monitorando lo sviluppo di tecnologie potenzialmente breakthrough per l'industria della perforazione: BlowOut Preventer (BOP) elettrici e sistemi robotici. Mentre il primo consentirebbe di ottenere più sicurezza e più dati dal comportamento del BOP, il secondo è considerato un elemento fondamentale per l'adozione della perforazione autonoma.

La Divisione Drilling Onshore ha focalizzato i propri sforzi sullo sfruttamento di dati provenienti in tempo reale da più fonti associate a sensori installati sui drilling rig con l'obiettivo di consentire un processo decisionale informato e raggiungere l'eccellenza operativa attraverso l'adozione di strumenti digitali innovativi.

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

A questo proposito è in corso un piano pluriennale per mantenere ai massimi livelli di competitività le tecnologie proprietarie.

Relativamente alla tecnologia fertilizzanti proprietaria "Snamprogetti™ Urea", le attività in corso includono:

• il miglioramento della resistenza alla corrosione e la riduzione dei costi con lo sviluppo di nuovi materiali di costruzione, realizzati sia in modo tradizionale che via additive manufacturing;
• l'estensione del portafoglio di soluzioni high-end con l'introduzione dei piatti Snamprogetti™ SuperCups, che migliorano drasticamente l'efficienza di miscelazione fra le fasi reagenti ottimizzando il grado di conversione a prodotto;
• il miglioramento dell'efficienza produttiva ed energetica dei complessi Ammoniaca-Urea attraverso l'integrazione delle tecnologie;
• la dimostrazione di soluzioni innovative per i complessi di Ammoniaca-Urea (e anche per le raffinerie) per il trattamento delle acque reflue mediante un accordo di cooperazione con Purammon Ltd per una rimozione assai efficace di azoto e contaminanti organici attraverso una nuova tecnologia elettrochimica, che consente di rispettare i più rigorosi requisiti ambientali.

Proseguono gli sforzi nel settore del Gas Naturale Liquefatto (GNL) per la definizione di un pacchetto di processo proprietario per la liquefazione e la rigasificazione del gas naturale su piccola scala. Questo GNL su piccola scala può diventare uno strumento flessibile anche per supportare la mobilità sostenibile nel prossimo futuro.

Inoltre, le divisioni stanno lavorando a soluzioni alternative progettate per conformarsi all'attuale scenario di mercato, con le seguenti attività principali:

• consolidamento del progetto, integrazione delle informazioni su attrezzature/fornitori e valutazione delle criticità della manutenzione per le soluzioni LNG Onshore di piccola taglia;
• sviluppo di soluzioni Floating LNG basate sulla conversione di carrier LNG di tipo Moss, inclusi gli studi per l'incremento della capacità produttiva;
• collaborazione con i cantieri navali partner per la valutazione dell'esecuzione del Floating LNG.

Per quanto riguarda le condotte a terra, è in corso un esteso programma per il miglioramento e l'ottimizzazione di diversi aspetti delle modalità di ingegnerizzazione e costruzione. In particolare, il concetto di Smart Pipeline è stato sviluppato attraverso l'applicazione robotizzata delle fibre ottiche per il monitoraggio dell'intera condotta o di specifiche sezioni (PIMS - Pipeline Integrity Monitoring System). Ogni situazione critica in termini di temperatura, stress localizzato o perdita viene prontamente rilevata e le azioni di mitigazione si attivano di concerto.

Relativamente alle tecnologie per la produzione di componenti Alto Ottanici, le attività in corso della Divisione XSIGHT includono:

• integrazione in un unico strumento di simulazione dell'intero schema di processo che riduce il tempo di preparazione del PDP (Process Design Package);

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• ulteriore miglioramento della conoscenza del catalizzatore proprietario della tecnologia Isobutene ad alta purezza coinvolgendo un qualificato laboratorio esterno;
• indagine sulla nuova soluzione tecnica per le tecnologie esistenti: ad esempio l'utilizzo nell'unità SuperFractionation™ di vassoi ad alta efficienza invece di quelli convenzionali;
• indagine sulle tecnologie esistenti presenti nel portafoglio Saipem per identificare una nuova possibile applicazione.

Nel medio-lungo termine, nell'ottica di una progressiva decarbonizzazione dell'energia e del contenimento complessivo delle emissioni di CO2, Saipem sta perseguendo numerose e diversificate azioni:

• CO2 Management: la Società sta creando un portafoglio di tecnologie sia per la purificazione del gas naturale in giacimenti a elevato tenore di CO2, che per la cattura di CO2 dai fumi di combustione di centrali elettriche e processi industriali;
• Reduction of Gas Flaring (principalmente emissioni da gas naturale): alcune specifiche attività sono state condotte su casi reali; soluzioni innovative sono in fase di sviluppo;
• Hybrid solution: utilizzo di approcci innovativi per ottimizzare l'integrazione dei concetti di energia rinnovabile/stoccaggio energetico con le operazioni Oil&Gas per la produzione di idrocarburi, sia a terra che a mare;
• Circular Economy: lo sviluppo di soluzioni innovative per il trattamento sostenibile di rifiuti o feedstock residuali dall'industria Oil&Gas.

In tale contesto, e con particolare riguardo alle tecnologie di cattura della CO2, si evidenzia l'accordo di licenza siglato con ITEA (una società del Gruppo Sofinter) per produrre, tramite la tecnologia proprietaria ITEA Isotherm Pwr® "Flameless" Oxy-Combustion, vapore, elettricità e CO2 pura.

Nel settore delle energie rinnovabili a terra, gli sforzi tecnologici sono indirizzati prevalentemente sul solare concentrato e le bio-raffinerie. Inoltre, la Divisione XSIGHT ha recentemente firmato un accordo con KiteGen Research per lo sviluppo di un dispositivo innovativo che genera elettricità dai venti di alta quota, utilizzando aquiloni; il concetto può essere esteso anche ad applicazioni offshore.

Nel settore delle energie rinnovabili a mare, dopo l'installazione con successo del primo parco eolico galleggiante al mondo (il progetto Hywind Scotland per Statoil), Saipem sta procedendo nel suo percorso di diversificazione sviluppando un innovativo design per strutture flottanti chiamato HexaFloat specificamente progettato per le future turbine eoliche offshore di grandi dimensioni (10 MW e oltre). A fronte di questo, è stato lanciato all'inizio del 2019 il progetto europeo AFLOWT, sostenuto da Interreg North West Europe, con l'obiettivo di installare nel 2022 nell'offshore dell'Irlanda un dimostratore su scala industriale. Saipem sta perseguendo anche diverse altre soluzioni.

Nel campo della protezione dell'ambiente, e in particolare dell'"Oil Spill Response", Saipem ha realizzato a Trieste la struttura tecnologicamente più avanzata per sigillare un pozzo sottomarino in condizioni di eruzione incontrollata. Il sistema Offset Installation Equipment (OIE) consente di porre rimedio in tempi rapidi a disastri ambientali come quelli della piattaforma Deepwater Horizon nel Golfo del Messico nel 2010.

Sofresid Engineering ha sviluppato il barge OCTOPOL©, che è stato recentemente riconosciuto, al "1° Trophée de l'Innovation Océan® - Croissance Bleue & Développement Durable", in Francia, come l'unico concetto che affronta l'aspetto del trattamento delle acque di zavorra come soluzione portuale tenendo in considerazione la sua redditività economica.

Nel quadro complessivo delle attività di sviluppo tecnologico, Saipem ha depositato dodici nuove domande di brevetto nel primo semestre del 2019.

Nell'ambito dell'innovazione di tipo "dirompente", Saipem sta consolidando i propri sforzi nella "Fabbrica dell'Innovazione", nata nel 2016 per affrontare le sfide del settore attraverso l'adozione di nuove tecnologie e nuove modalità, non solo per aumentarne l'efficienza e la produttività, ma anche per la scoperta e perseguimento di nuove value proposition. Temi strategici puntualmente definiti, approccio agile, prototipazione rapida, digitalizzazione, cross-industry open-innovation e valorizzazione del pensiero innovativo, sono i fattori chiave per cercare di cogliere un successo crescente.

Circa venti Proof of Concepts sono stati consolidati ad oggi e quattro di essi sono passati alla fase pilota nelle divisioni con risultati interessanti.

Le Divisioni XSIGHT e Drilling Offshore si sono inoltre focalizzate sui progetti per l'incremento della digitalizzazione degli impianti per ridurre i tempi di fermata imprevisti e garantire l'integrità degli asset attraverso l'adozione delle tecnologie tipiche dell'Industria 4.0.

La Divisione XSIGHT sta anche sviluppando strumenti di Intelligenza Artificiale (AI) e strumenti di Data Science per la "Project Definition".

Salute, sicurezza e ambiente

Salute e Sicurezza

Nel corso del 2019 abbiamo continuato il fondamentale percorso volto ad assicurare la salute e la sicurezza delle nostre persone, essenza del nostro modo di operare.

Relativamente alle statistiche di sicurezza, Saipem continua a performare meglio dei peers di riferimento1, anche se nel primo semestre del 2019 si è registrato un valore di TRIFR (numero incidenti registrabili ogni milione di ore lavorate) pari a 0,71. Tale valore mostra un incremento rispetto alle performance precedenti (TRIFR = 0,44 nel 2018.) dopo che da numerosi anni era stata registrata una costante diminuzione. Inoltre, si è registrato un incremento dell'indice LTIFR (Lost Time Injury Frequency Rate) passato dal valore di 0,13 (2018) a 0,30 (al 30 giugno 2019). Si sono purtroppo anche registrati tre infortuni mortali, che hanno riguardato colleghi impegnati in progetti in esecuzione in Cile, Azerbaijan e Arabia Saudita. Tutti questi tristi episodi sono stati investigati in modo approfondito, come da nostre procedure e best practice internazionali. Le cause e le relative azioni di miglioramento sono state identificate, implementate e condivise all'interno del Gruppo come lesson learnt. Tale inversione del trend, sebbene ancora parziale in quanto riferita a metà anno, ha portato la Società a intensificare l'attenzione alle tematiche di salute e sicurezza, lo sviluppo e l'aggiornamento del proprio sistema di gestione HSE e la diffusione delle differenti iniziative di sensibilizzazione in tutte le realtà operative di Saipem.

Relativamente alle iniziative promosse da Saipem, si citano:

• il noto programma "Leadership in Health & Safety" (LiHS) che continua a essere diffuso e radicato in tutte le realtà Saipem, anche alla luce di una specifica iniziativa di LiHS Re-boost finalizzata al rilancio del programma attraverso workshop specifici, training in aula, attività di cascading, diffusione dei Leading Behaviours e l'erogazione dei workshop Choose Life. Il programma viene spesso esteso anche ad aziende contrattiste;
• la campagna "Life Saving Rules" che fa riferimento alle regole salva vita emesse direttamente dall'IOGP (International Association of Oil & Gas Producers) . Tali regole sono state riprese e diffuse da Saipem con materiale dedicato e personalizzato al mondo Saipem.

All'interno di questa ampia campagna si inserisce anche uno specifico programma strutturato per evitare eventi legati alla caduta di oggetti dall'alto che rappresenta una causa significativa di incidente. Il programma prevede strumenti dedicati come formazione specifica, iniziative di comunicazione video e poster e una puntuale identificazione delle responsabilità per le figure coinvolte nei processi operativi. Elemento centrale dell'intera campagna è il breve cortometraggio "Choice not Chance", realizzato dalla Divisione Engineering & Construction Offshore e reso disponibile in maniera regolamentata all'intera industria per utilizzi non commerciali da Saipem attraverso la Fondazione LHS;

• la nuova campagna "Belt up or get out" per rinforzare il messaggio dell'obbligo dell'uso della cintura di sicurezza sui veicoli, del rispetto dei limiti di velocità e del divieto dell'uso del cellulare. Nell'ottica di veicolare il messaggio in modo chiaro ed efficace, anche questa campagna è corredata da materiale di supporto di facile utilizzo e comprensione, come poster e video;
• il proseguimento dell'obiettivo ambizioso della Fondazione LHS di innovare il modo di comunicare le tematiche di salute e sicurezza, coinvolgendo il maggior numero possibile di persone in tutta Italia grazie al progetto "Italia Loves Sicurezza". Italia Loves Sicurezza è un movimento di persone, denominate Ambassador, composto da professionisti, insegnanti, formatori, lavoratori, privati cittadini, che credono nella necessità di agire per contrastare il fenomeno delle morti sul lavoro e favorire un cambiamento culturale, partendo dalle modalità di comunicare queste tematiche, puntando su linguaggi moderni, che possano coinvolgere emotivamente e appassionare;
• il rafforzamento dell'"Asset Integrity Management System", un sistema per la prevenzione di incidenti rilevanti che prevede la gestione degli elementi critici e l'individuazione e monitoraggio puntuale di indicatori chiave di prestazioni specifici di progetto e di gruppo;
• il proseguimento delle numerose attività di training garantendo sempre elevati standard di qualità della formazione erogata e le iniziative legate alla prevenzione delle cadute dall'alto, dei "dropped objects" e alla protezione delle mani "Keep Your Hand Safe";

⁽¹⁾ IOGP - International Association Of Oil & Gas Producers, IADC, International Pipeline & Offshore Contractors Association, IMCA International Marine Contractors Association, IPLOCA - International Pipeline & Offshore Contractors Association, e di numerosi competitor.

• il miglioramento dei tools informatici a supporto del personale HSE, per facilitare i processi di reporting dei KPI, consolidare il processo di audit HSE, e facilitare l'analisi dei dati al fine di individuare aree di miglioramento.

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Un'ulteriore evidenza dell'impegno della Società in ambito salute, sicurezza e ambiente è rappresentato dall'obiettivo di traguardare il passaggio al nuovo standard internazionale ISO 45001 (Sistemi di gestione per la salute e scurezza sul lavoro) entro la fine del 2019. Per conseguire tale obiettivo l'ente di certificazione esterno indipendente DNV-GL condurrà, nel corso dell'anno 2019, oltre 60 giornate di verifica in vari siti, progetti e società Saipem nel mondo.

Il target finale sarà quello di confermare la certificazione ISO 14001 (Sistema di gestione ambientale) e ottenere la certificazione ISO 45001 (in sostituzione alla OHSAS 18001) per l'intero Gruppo Saipem.

Ambiente

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

Per raggiungere tali obiettivi è necessaria una diffusione della consapevolezza ambientale nei progetti, nei siti e nelle sedi di Saipem. Nel corso del primo semestre del 2019 Saipem conferma il proprio obiettivo di rinforzare il suo impegno su aspetti specifici, tra i quali si citano i seguenti:

• efficienza energetica: ridurre i propri consumi e accompagnare i clienti nella loro transazione energetica è uno degli obiettivi societari. A fine 2018 Saipem ha emesso il suo primo piano strategico quadriennale per la riduzione dei Gas ad Effetto Serra (GHG). Il piano riporta tutte le iniziative di efficientamento individuate da ciascuna Divisione e dalla Corporate la cui implementazione risulterà in un saving, nel periodo 2018-2022, pari a 120.000 tonnellate di CO2 equivalenti. Relativamente al processo di rendicontazione delle emissioni per l'anno 2019 è stato pianificato un ulteriore allargamento del campo di applicazione in particolare per quanto attiene le emissioni indirette (Scopo 3). L'intero processo, come per l'anno 2018, prevede una certificazione da parte terza sia della metodologia che del software utilizzato per il processo di calcolo;

• comunicazione e sensibilizzazione ambientale: anche per il primo semestre del 2019 sono state sponsorizzate iniziative per motivare e sensibilizzare il personale sul tema della protezione e della corretta gestione degli aspetti ambientali. In particolare nel mese di marzo è stata lanciata la Campagna relativa a World Water Day, quest'anno sul tema "Leave no one Behind", mentre nel mese di giugno, in occasione della celebrazione annuale del "World Environment Day" (WED), il Programma Ambientale delle Nazioni Unite (UNEP) ha lanciato il tema "Beat Air Pollution". Saipem ha aderito sponsorizzando tali campagne sui propri siti e progetti. Per ciascun evento è stato sviluppato materiale dedicato, condiviso con ciascuna Divisione e reso disponibile sull'intranet aziendale. I risultati raggiunti dalle divisioni sono stati e saranno riportati in una sezione dedicata dell'e-News, documento di divulgazione interna, emesso ogni quattro mesi, nel quale si dà rilevanza a iniziative e progetti svolti a livello societario e aventi un risvolto ambientale;

• prevenzione degli sversamenti (spill): gli sversamenti rappresentano uno degli aspetti ambientali più significativi per il settore in cui Saipem opera. La prevenzione degli sversamenti e le azioni di risposta sono assolutamente prioritari per la Società. Saipem opera minimizzando il rischio di uno sversamento e si è dotata di equipaggiamenti e procedure all'avanguardia per implementare azioni di mitigazione e di gestione delle emergenze. In particolare nel 2018 è stato completato il processo di mappatura degli elementi critici, potenziali sorgenti di sversamento, presenti in tutte le Yard e nella maggior parte dei mezzi offshore, mentre l'attività di Risk Assessment verrà traguardata nel corso del 2019.

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

Risorse umane

Organizzazione e Qualità

Nel corso del primo semestre del 2019 Saipem ha continuato a perseguire gli obiettivi di semplificazione, innovazione, efficacia ed efficienza alla base del modello divisionale ulteriormente rafforzato dal programma "Verso un nuovo assetto organizzativo", concluso nel 2018. Contestualmente, al fine di rispondere efficacemente alle sempre mutevoli condizioni dei mercati nei quali Saipem opera, le iniziative e gli interventi organizzativi sviluppati dalle divisioni e dalla struttura Corporate sono stati orientati alla ricerca della massima flessibilità operativa, del miglioramento delle performance e dei processi di governo societari, nel costante rispetto dei principi di compliance e governance.

• Sono state svolte le seguenti principali attività: - definizione di principi e strumenti alla base del ruolo e delle azioni di indirizzo, coordinamento e controllo esercitati dalla struttura Corporate e dalle divisioni di Saipem nei confronti delle entità locali;
• identificazione e introduzione di soluzioni innovative digitali finalizzate a semplificare la regolamentazione e l'effettiva digitalizzazione dei Processi e, contestualmente, ad agevolare la consultazione dell'attuale Sistema Normativo Societario;
• sviluppo dell'iniziativa "Keep on Changing", che mira a favorire la consapevolezza e l'approfondimento continuo delle principali aree di cambiamento e a garantire il giusto commitment da parte del personale Saipem a tutti i livelli;
• definizione di un modello organizzativo di Cyber Security, finalizzato a un ottimale presidio degli aspetti di sicurezza informatica e di integrità delle informazioni, e allineamento del modello operativo e organizzativo di "Digital & Innovation" sia a livello Corporate sia di Divisione, finalizzato alla promozione, indirizzo e realizzazione di iniziative di trasformazione societaria.

A livello di Divisione sono stati realizzati i seguenti principali interventi organizzativi:

• Divisione Engineering & Construction Onshore: avvio del "Programma Turnaround" rivolto alla definizione di un nuovo modello operativo, funzionale al raggiungimento dei nuovi obiettivi strategici della Divisione;
• Divisione Drilling Offshore: istituzione della posizione di Area Coordinator con lo scopo di assicurare il presidio degli interessi del business nei diversi Paesi di interesse della Divisione, garantendo lo sviluppo delle relazioni con clienti, istituzione e stakeholder locali;
• Divisione XSIGHT: istituzione della funzione "Business Development And Commercial

Strategies" al fine di assicurare un'efficace gestione delle attività di Business Development e la definizione di strategie e piani commerciali con una visione trasversale ai diversi prodotti della Divisione;

• Divisione Engineering & Construction Offshore e Divisione Drilling Onshore: interventi di fine-tuning degli assetti organizzativi, finalizzati all'ottimizzazione dei modelli operativi adottati.

Relativamente alla gestione delle attività di Qualità, nell'ottica del continuo miglioramento del Sistema di Gestione per la Qualità e dei relativi processi di sviluppo, misurazione, analisi e adeguamento, sono state intraprese le seguenti azioni:

• rivisitazione complessiva dell'assetto organizzativo e dello schema certificativo "Multisito" ex ISO 9001 di Saipem, ricercando una maggiore coerenza con la configurazione divisionale di Società e con l'autonomia crescente attribuita alle divisioni;
• sviluppo di un'iniziativa indirizzata a ottenere un'ottimale diffusione della "cultura" della qualità a livello di Gruppo, nonché accrescere la consapevolezza e la sensibilità dei principi ad essa correlati;
• in continuità con gli anni precedenti, ottimizzazione delle metodologie e degli strumenti a supporto delle Funzioni Qualità e del Management della Società e delle diverse realtà Saipem, per un'efficace gestione del Sistema Qualità complessivo del Gruppo, con particolare riferimento a:
  • a. Lesson Learned, Customer Satisfaction e "Cost of non Quality", con lo scopo di migliorarne l'applicazione ai progetti;
  • b. Performance Indicators (PI), con l'obiettivo di semplificazione degli indicatori e dei processi di rilevazione, raccolta e analisi;
• regolamentazione da parte delle divisioni dei processi di Assicurazione e Controllo Qualità nei progetti, volta a garantire una più efficace, efficiente e sistematica applicazione del Sistema di Gestione per la Qualità aziendale a progetto;
• analisi del processo di pianificazione ed esecuzione dei "Quality System Internal Audit", che persegue una visione integrata e coordinata delle attività.

Inoltre nell'ambito del programma "Adeguamento Sistema Normativo" è proseguito l'aggiornamento del corpo documentale di Saipem, nonché l'adeguamento complessivo del sistema dei poteri e delle deleghe di Saipem in ottemperanza alle esigenze specifiche di ogni singolo business.

Gestione Risorse Umane e Relazioni Industriali

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Nel corso del primo semestre del 2019, in continuità con gli obiettivi e relative iniziative di massimizzazione dell'efficienza operativa precedentemente avviate, sono proseguite le attività di monitoraggio e controllo sulle principali tematiche gestionali. In particolare tali azioni sono state indirizzate verso la ricerca di una più strutturata e metodica attività di controllo dei principali fenomeni gestionali connessi alla forza lavoro, quali il riconoscimento delle prestazioni straordinarie, il monitoraggio dei costi legati alle trasferte, la corretta fruizione dei periodi di ferie e riposi. In virtù dell'attuale struttura divisionale, le azioni si sono concretizzate mediante una collaborazione sinergica tra le strutture Corporate e le strutture di Divisione.

Il raggiungimento di tali obiettivi è stato assicurato anche attraverso il coinvolgimento delle organizzazioni sindacali, con le quali sono stati condivisi finalità e strumenti di attuazione, volti a supportare la competitività aziendale nell'ambito dello scenario di riferimento che continua a mostrarsi particolarmente sfidante e critico. Sempre in ottica di consolidamento delle relazioni e dell'impegno aziendale nel rafforzare il dialogo con il partenariato sociale, nel mese di giugno si è tenuta la seconda edizione del Comitato Aziendale Europeo (CAE) del Gruppo Saipem. Gli incontri con la Direzione Aziendale si sono svolti in Francia, presso la sede di Saipem SA, e hanno coinvolto 22 rappresentanti dei lavoratori provenienti dalle realtà aziendali del Gruppo operanti nei Paesi dello Spazio Economico Europeo, oltre ai rappresentanti nazionali e generali delle Organizzazioni Sindacali italiane. I principali temi sviluppati nel corso dei tre giorni di incontri hanno riguardato il processo di pianificazione delle competenze strategiche delle risorse Saipem, la condivisione di alcune iniziative aziendali intraprese in tema di diversity, l'ulteriore sviluppo e avvio di iniziative in tema di lavoro agile anche in ambito internazionale e un approfondimento delle tematiche HSE con particolare riferimento alla definizione e monitoraggio degli obiettivi e alle tematiche di formazione.

Sempre con riferimento ai processi di gestione delle risorse umane, nel corso del primo semestre del 2019 l'azienda ha dato avvio a un progetto pilota volto a sperimentare modalità di lavoro maggiormente innovative e agili tramite il Programma di Smart Working "Flexability". Il progetto ha l'obiettivo, nel medio-lungo periodo, di sviluppare un nuovo modello di lavoro maggiormente improntato alla responsabilizzazione e partecipazione diffusa al raggiungimento dei risultati, al rafforzamento di una leadership diffusa e politiche aziendali volte a premiare l'iniziativa, la cooperazione e il rafforzamento delle competenze.

L'avvio della sperimentazione ha visto coinvolte anche le Organizzazioni Sindacali, sia attraverso un processo di condivisione e monitoraggio degli obiettivi del Programma, sia attraverso l'implementazione dell'accordo sul Lavoro Agile sottoscritto a fine 2018.

Proseguono le azioni volte ad assicurare un ricambio generazionale delle risorse, pur nel rispetto della salvaguardia delle competenze critiche per il business, attraverso l'utilizzo di strumenti gestionali quali l'art. 4, Legge Fornero, programma che si prevede giungerà alla propria conclusione entro la fine del 2019.

Per quanto riguarda le Relazioni Industriali in Italia, nel primo semestre del 2019 il rapporto con le Organizzazioni Sindacali si è mantenuto costante e costruttivo, sia a livello di Segreterie Nazionali che con le Rappresentanze Sindacali Unitarie delle varie sedi.

Per quel che attiene la contrattazione nazionale di settore, in ambito di Confindustria Energia è stato avviato il confronto negoziale tra parte datoriale e sindacale per giungere a un'intesa rispetto al rinnovo del CCNL Energia e Petrolio. A livello di accordi aziendali è stato firmato l'accordo di consutivazione relativo al Premio di Partecipazione 2018 che, con riferimento alla nuova impostazione definita, ha assicurato una più forte e diretta correlazione tra i risultati raggiunti a livello aziendale e divisionale e la relativa corresponsione degli importi erogati in favore delle risorse. È stata inoltre confermata la possibilità di conversione di una quota parte del Premio di Partecipazione in servizi Welfare, aspetto questo particolarmente apprezzato dalle risorse che, in continuità con quanto avvenuto negli anni passati, hanno optato per tale scelta con un'alta percentuale di adesione.

Sul fronte delle Relazioni Industriali Internazionali, il primo semestre del 2019 è stato caratterizzato dal rinnovo e dalla nuova sottoscrizione degli accordi collettivi con i sindacati di categoria in Perù, Messico, Nigeria e Indonesia a tutela della forza lavoro impiegata presso cantieri, progetti e attività di perforazione. Inoltre, in Francia, la società Saipem SA ha stipulato due accordi con le organizzazioni sindacali riguardanti rispettivamente l'introduzione del progetto pilota di "teletravail", iniziativa riconducibile al programma di Smart Working "FlexAbility", e il riconoscimento di un bonus eccezionale, la Prime Macron, in conformità a quanto previsto dalla normativa vigente.

Competenze e conoscenze

Nell'ambito del processo di cambiamento e profonda trasformazione del settore energetico, al fine soprattutto di assicurare la piena e puntuale disponibilità delle competenze professionali rispetto all'evoluzione delle richieste di mercato, è stato introdotto un nuovo modello di gestione e sviluppo del capitale umano fortemente orientato alla pianificazione e valorizzazione delle skill professionali.

Il punto di partenza di questo modello è rappresentato dal processo di mappatura delle

competenze disponibili e la creazione di una vera e propria libreria nella quale sono state sistematizzate tutte le conoscenze detenute in azienda rispetto ai diversi business di riferimento. Coerentemente con il lavoro di mappatura e aggiornamento delle competenze è stato inoltre rivisto e razionalizzato il sistema dei ruoli professionali nell'ottica di assicurare un più stretto collegamento con le linee guida definite nel piano industriale e una più puntuale corrispondenza con le competenze richieste dal mercato. A valle di questo processo ogni ruolo risulta oggi composto da un "DNA" di competenze distintive e specifiche.

Coerentemente con la strategia HR orientata alla salvaguardia e valorizzazione delle competenze distintive – che mette al centro la risorsa Saipem intesa quale portatrice di un insieme di competenze critiche per il business ed esperienze allargate e maturate nel corso della vita lavorativa – è stato sviluppato un processo di Strategic Worforce Planning, a supporto e integrazione del consolidato processo di Pianificazione HR, focalizzato sui ruoli professionali identificati come "core" da parte delle diverse divisioni e strettamente collegato alle indicazioni contenute nel Piano Strategico di Saipem.

L'adozione di un nuovo modello di pianificazione delle competenze, che parte da un'analisi degli aspetti quali-quantitativi associati alle risorse (Supply) rispetto alle specifiche richieste del business (Demand), consentirà una più efficace capacità di pianificazione e controllo del capitale umano e delle competenze professionali distintive.

Viene ulteriormente rafforzato quindi il forte legame fra tale modello e le strategie di talent attraction e development che saranno orientate e collegate, al monitoraggio e all'analisi dell'evoluzione delle competenze e del mercato sia interno che esterno.

Le partnership di lungo termine con le istituzioni scolastico-formative, nonché con i principali player di mercato in ambito di talent attraction, giocano un ruolo importante all'interno delle best practice in materia di formazione, ricerca e consolidamento di competenze professionali specifiche.

Per la creazione delle competenze prosegue l'impegno del programma "Sinergia" attraverso una nuova iniziativa che prevede un intenso percorso formativo della durata di sei mesi post diploma denominato High School Drilling; si tratta di un percorso accelerato per giovani Tour Pusher da destinare a una carriera internazionale come Rig Manager in un arco temporale ristretto.

Oltre alla ricerca di profili tradizionali del mondo Oil&Gas, Saipem si sta orientando verso la ricerca di risorse con competenze ad alto contenuto tecnologico e digitale come per esempio le competenze elettrotecniche dedicate agli impianti cyber based, competenze in materia di datascientist e bigdata, competenze di cybersecurity, nonché di conoscenza in ambito subsea engineering anche a livello di mercato internazionale.

Queste evidenze hanno spinto a un'analisi dettagliata degli atenei e dei corsi di studio più affini alle professionalità ricercate che ha consentito di elaborare un piano di eventi di employer branding per tipologia, specializzazione, genere e area geografica più vicino alle esigenze del business. Nei primi sei mesi dell'anno Saipem è stata presente in sei scuole e sono state visitate sette università incontrando 900 studenti che sono un potenziale bacino per Saipem in quanto aventi con indirizzo di studi coerenti con i fabbisogni aziendali.

La strategia di Attraction 2019 è stata orientata al consolidamento delle competenze core mancanti nel mercato interno Saipem; tra le iniziative, il Programma Up-skilling avviato dalla Divisione Engineering & Construction Onshore per la copertura di posizioni junior/expert, italiane e internazionali, con competenze strategiche per i futuri progetti (Gestione JV/partnership, tank criogenici, maritime works gravity base structures).

Si conferma il ruolo fondamentale nella valorizzazione delle competenze tecniche dell'attività formativa a valenza trasversale svolta all'interno dei training center internazionali: Schiedam, per quanto riguarda le competenze tecniche e HSE e Ploiesti per le attività di saldatura.

È stata avviata la progettazione della Project Management Academy, programma di assessment e valutazione dedicato alla famiglia professionale del project manager, in cui si identificano e sviluppano le competenze professionali e manageriali più rilevanti per la copertura eccellente del ruolo di Project Manager; in questo ambito, la Divisione Engineering & Construction Onshore ha sviluppato un percorso di continuous improvement, denominato "PM Takeaways", caratterizzato dalla condivisione delle "lessons learned" dei team di progetto.

Proseguono le iniziative volte a dare sempre maggiore centralità al Modello di Leadership, paradigma di riferimento per tutte le divisioni, tra cui la Managerial Academy, percorso formativo strutturato con l'obiettivo di potenziare le competenze comportamentali legate ai sei pilastri del Modello di Leadership Saipem; particolare rilevanza ha assunto l'iniziativa formativa "Communication skills - Be a Leader" volta a supportare i Manager Saipem nelle loro responsabilità di gestione e sviluppo delle persone.

L'attenzione di Saipem verso lo sviluppo delle risorse manageriali ha trovato evidenza in due iniziative di rilievo nel primo semestre: il "Leadership Path" – Master in General Management dedicato ai Managing Director e ai Senior Manager in sviluppo, realizzato in collaborazione con il MIP-Politecnico di Milano – e una nuova iniziativa formativa, denominata "Leadership Build Up", dedicata ai dirigenti di recente nomina, con l'obiettivo di potenziare le competenze manageriali trasversali rispetto ai business e alle funzioni aziendali.

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Remunerazione

Le Linee Guida di Politica sulla remunerazione per il 2019, definite alla luce delle nuove sfide che il mercato richiede di affrontare, hanno lo scopo di attrarre, motivare e trattenere risorse ad alto profilo professionale e manageriale al fine di rafforzare l'allineamento degli interessi di azionisti e management in un orizzonte temporale di medio-lungo periodo. In un'ottica di continuità con gli ultimi anni la Politica sulla remunerazione è stata mirata a valorizzare selettivamente le competenze con maggiore incidenza sui risultati di business, in grado di dare un contributo distintivo e determinante per il successo della strategia aziendale, garantendone la retention.

La "Relazione sulla Remunerazione 2019", nella quale vengono illustrate le linee guida, 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 11 marzo 2019, e successivamente dall'Assemblea degli Azionisti in data 30 aprile 2019.

Come principale elemento di innovazione, le Linee Guida di Politica sulla remunerazione per il 2019 hanno previsto la revisione del Piano di Incentivazione Variabile di Lungo Termine a base azionaria (ILT) rivolto a tutte le risorse manageriali. Il nuovo Piano di Incentivazione Variabile di Lungo Termine 2019-2021 (ILT) si caratterizza per tre attribuzioni con cadenza annuale a decorrere da ottobre 2019, con assegnazione gratuita di azioni ordinarie Saipem (performance share) al conseguimento di specifiche condizioni di performance misurate al termine del triennio di riferimento. Particolare attenzione è stata posta sulla definizione degli indicatori di performance e sulla declinazione dei target e dei parametri di valutazione degli stessi, in un'ottica di rafforzamento della loro solidità e di creazione di valore per gli azionisti.

Nel corso del 2019 è stata svolta l'attività di deployment degli obiettivi societari 2019 relativi al Piano di Incentivazione Variabile di Breve Termine e sono stati definiti specifici obiettivi di Divisione, secondo un processo top down su tutta la popolazione manageriale. Tali obiettivi risultano coerenti con gli obiettivi strategici di Saipem, l'evoluzione dello scenario di mercato e le nuove sfide di business.

A seguito della consuntivazione degli obiettivi societari e delle valutazioni delle prestazioni 2018 del management, la Società ha quindi riconosciuto gli Incentivi Variabili di Breve Termine come previsto dalla Politica sulla remunerazione 2019.

Innovazione

La funzione Risorse Umane è promotrice di cambiamenti culturali volti alla dematerializzazione e digitalizzazione dei processi. Nel corso del 2019, per perseguire obiettivi di HR Digital transformation, è stato costituito un team di progetto interfuzionale per definire un piano lavori a lungo termine volto al miglioramento complessivo dell'employee digital journey; sono stati identificati e condivisi gli obiettivi strategici e funzionali propedeutici all'HR Transformation e conseguentemente identificate sette iniziative di digitalizzazione primarie con relativa proposta di implementazione. Nei prossimi mesi il team di progetto lavorerà per la realizzazione di almeno due iniziative accuratamente selezionate.

Esercizio			Primo semestre
2018		(unità)	Forza media 2018	Forza media 2019
12.266	Engineering & Construction Offshore		12.273	12.946
12.454	Engineering & Construction Onshore		12.519	12.095
1.722	Drilling Offshore		1.759	1.650
4.503	Drilling Onshore		4.538	4.575
849	Funzioni di staff		812	893
31.794	Totale		31.901	32.159
5.703	Italiani		5.737	5.693
26.091	Altre nazionalità		26.164	26.466
31.794	Totale		31.901	32.159
5.504	Italiani a tempo indeterminato		5.551	5.426
199	Italiani a tempo determinato		186	267
5.703	Totale		5.737	5.693
31.12.2018		(unità)	30.06.2018	30.06.2019
5.559	Numero di ingegneri		5.375	5.678
31.693	Numero di dipendenti		31.779	32.172

All'interno di questo frame di HR Digital Transformation si inseriscono ulteriori iniziative in fase di implementazione, volte a rendere più interattiva l'esperienza delle risorse Millennials in azienda, attraverso un nuovo processo di selezione in gran parte digitalizzato, una maggiore fruizione dei contenuti formativi in modalità e-learning e nuove politiche di benefit non monetari appetibili per le nuove generazioni.

Sono, inoltre, stati avviati interventi formativi volti a diffondere la conoscenza di strumenti di produttività e collaboration, nonché un progetto di gamification denominato Xgames, da parte della Divisione XSIGHT, con l'obiettivo di promuovere una maggiore conoscenza e diffusione delle procedure aziendali attraverso nuove modalità di apprendimento.

Con il medesimo frame Saipem promuove la cultura del feedback e della flessibilità di assegnazione e valutazione degli obiettivi professionali e comportamentali. È in corso la progettazione di un nuovo processo di Performance Evaluation basato sul feedback continuo, oltre a una nuova modalità di scambio di feedback tra colleghi relativamente all'attivazione dei comportamenti attesi dal Modello di Leadership, in un'ottica di autosviluppo e per orientare la crescita professionale.

Come anticipato, nel primo semestre del 2019, è stata avviata la fase sperimentale del Programma di Smart Working "Flexability", che si pone l'obiettivo di costruire un nuovo modello di lavoro che possa consentire di cogliere al meglio le opportunità e le prossime sfide di business, coniugando un miglioramento delle performance aziendali con un miglioramento delle condizioni di vita-lavoro delle proprie risorse.

La fase sperimentale del Programma coinvolge al momento una popolazione pilota di lavoratori in Italia, Francia e Gran Bretagna, con l'obiettivo di estendere il perimetro delle risorse e dei Paesi.

Tra le principali azioni che sono state poste in essere in ambito HR sono da segnalare l'introduzione del "remote working" mediante la sottoscrizione di accordi con le rappresentanze sindacali e nel rispetto della legislazione locale, nonché una serie di iniziative formative/informative in ambito digitale, tecnologico e di salute e sicurezza.

Tali azioni sono state accompagnate dall'avvio di un processo di "digitalizzazione" che si è sviluppato con l'introduzione di nuove tecnologie, nuovi strumenti e una dematerializzazione di alcuni processi di lavoro, con l'obiettivo di ottimizzare e rendere più efficienti le attività lavorative.

Salute e Medicina del lavoro

Il primo semestre del 2019 ha visto il consolidamento delle attività in corso e la pianificazione di nuovi progetti finalizzati alla tutela e al mantenimento della salute di tutto il personale Saipem.

Collaborazioni importanti sono state utili ai fini della realizzazione di nuove e interessanti iniziative che hanno coinvolto i dipendenti Saipem. Come parte integrante del programma WHP (Workplace Health Promotion) è stata intrapresa una collaborazione con INAIL (Istituto Nazionale Assicurazione Infortuni sul Lavoro), ACI (Automobile Club d'Italia) e Regione Lombardia per la promozione della salute e la prevenzione degli incidenti stradali. La collaborazione con Humanitas Research Hospital ha permesso di avviare l'attività di newsletter settimanale che informa i nostri col-

leghi su tematiche di interesse comune in materia di Scienza e Medicina, direttamente tramite iscrizione alla e-mailing list o indirettamente tramite intranet.

Nel primo semestre dell'anno si è inoltre consolidato, nell'ambito del sistema Welfare aziendale, il processo di disponibilità del credito per le profilassi vaccinali non obbligatorie.

Nell'ambito della promozione del benessere aziendale è stato inoltre avviato un progetto dedicato alla Posturologia, denominato "Healthy workplaces: a model for action".

In risposta all'incidente occorso a causa di un'esplosione a bordo del vessel "Israfil Huseynov" che stava operando nel Mar Caspio nell'ambito del progetto Shah Deniz II, si è intrapreso un percorso di consolidamento dell'attività di "Post-Traumatic Stress Disorders", supporto psicologico al personale coinvolto nelle grandi emergenze.

Ai fini della collaborazione Cross Funzionale, nonché dell'integrazione di competenze, sono stati istituiti due diversi gruppi di lavoro con partecipanti Corporate e Polo Servizi: il primo con l'obiettivo principale di impostare e avviare una gara per la fornitura dei servizi di Medicina Occupazionale per l'anno 2020. Il secondo Gruppo di Lavoro volto all'implementazione tecnologica dell'app "Sì Viaggiare".

Con riferimento al trattamento dei dati personali, nonché alla libera circolazione degli stessi (Regolamento UE 2016/679 entrato in vigore dal 25 maggio 2018), si è concluso il processo di aggiornamento del software "GIPSI" per la protezione delle persone fisiche con riguardo al trattamento dei dati personali, nonché alla libera circolazione di tali dati.

Inoltre, nell'ambito della progressiva digitalizzazione e aggiornamento degli strumenti esistenti, si è consolidato e reso pienamente operativo il sistema di informazione pre-travel Health & SECUR rivolta a tutto il personale Saipem destinato a operare all'estero.

È stato riconfermato anche per quest'anno l'impegno nella promozione della salute in materia di "Contrasto al fumo" No Smoking Building e fumo passivo, nonché la collaborazione nell'ambito del supporto scientifico sulle iniziative di Welfare in ambito aziendale.

Sistema informativo

Nel primo semestre del 2019 le attività informatiche di Digital/ICT sono state ripartite su una nuova organizzazione aziendale basata su quattro aree: la funzione Corporate Digital Transformation, focalizzata sulla massimizzazione del livello di adozione del Digital in Saipem; la funzione Corporate Polo Servizi, a supporto della gestione ordinaria dell'infrastruttura e delle applicazioni ICT; per ogni Divisione, una funzione Division ICT di presidio della domanda Digital e ICT proveniente dal business; e, infine, l'introduzione di un'unità dedicata alla gestione della Cyber Security. Questo assetto consente una maggiore enfasi alle iniziative di trasformazione digitale dell'azienda identificate attraverso le divisioni, concentrando nel Polo Servizi la capacità di presidiare le attività di manutenzione ed evoluzione del sistema informativo aziendale e nel contempo di dedicare risorse alla prevenzione e gestione dei rischi tecnologici.

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In termini strategici, rispetto al 2018, il progetto di IT Adaptive Sourcing ha compiuto una profonda revisione dei servizi IT forniti, con l'obiettivo di una riduzione dei costi unitari introducendo al contempo nuove soluzioni tecniche e architetturali. Il progetto, avviato nel 2017, ha portato dal 2018 a un cambiamento profondo della struttura del sourcing ICT e del modello di gestione dei servizi; Saipem ha selezionato quattro principali partner tecnologici e di servizio, sia come aziende singole sia in forma di raggruppamento di imprese, definendo contratti con Tata Consulting Services, Accenture, DXC con Orange e Accenture con Orange, per coprire un ampio spettro di servizi infrastrutturali e applicativi.

La trasformazione dei servizi infrastrutturali centralizzati, che ha visto il suo picco di attività nel corso dell'anno 2018, è stata completata nel primo semestre del 2019 con le attività residuali di migrazione verso le infrastrutture di cloud privato e pubblico, assorbendo l'impatto indotto dalle attività aggiuntive introdotte a seguito del cyber attack occorso a dicembre 2018.

Prosegue la trasformazione dei collegamenti internazionali di rete geografica così come dei servizi ICT locali delle società consociate estere e dei siti di progetto in corso e in fase di acquisizione.

Le attività di trasformazione delle applicazioni gestionali e di quelle business incluse nello scopo del lavoro del progetto IT Adaptive Sourcing sono completate; prosegue il percorso di miglioramento continuo.

L'estensione del nuovo modello è in fase di adozione sui mezzi navali della flotta Saipem con particolare attenzione agli aspetti di disegno dettati dalla Cyber Security.

Il modello di erogazione dei servizi che nasce dal nuovo assetto sia contrattuale che organizzativo in ambito ICT del Polo Servizi si basa sul concetto di ecosistema di fornitura, teso ad assicurare a Saipem una copertura dei fabbisogni e un adeguato livello di servizio grazie allo sforzo di cooperazione sia per i singoli ambiti di fornitura sia per quelle forniture che richiedono un contributo di collaborazione e di integrazione.

L'adozione di ServiceNow come piattaforma di service management ha permesso di implementare il nuovo modello di erogazione e gestione dei servizi attraverso la definizione di un Catalogo Servizi e il disegno di processi a supporto finalizzati a semplificare la User.

Prosegue la fase di impostazione del progetto Saipem Run Digital, volto a valorizzare le possibilità di innovazione su diversi processi aziendali in vista del futuro passaggio da SAP R/3 a SAP4HANA. I processi esaminati, all'interno di un portafoglio di iniziative digitali di corporate e di Divisione, sono legati particolarmente alle funzione Amministrazione e Finanza, Acquisti e Post ordine, ma anche su alcuni aspetti della gestione delle risorse umane.

Sono in corso, come pianificato, le attività di distacco dai sistemi informativi di Eni: payroll e facilities.

In ambito Procurement è stata completata l'adozione della piattaforma Cloud SAP/Ariba anche per la gestione delle gare elettroniche per i servizi complessi.

Le iniziative Digital/ICT di ambito business sono impostate facendo perno sull'assunto strategico di sviluppare un approccio datacentrico per il business e una progressiva completa digitalizzazione dei processi di lavoro aziendali. Gli sviluppi business sono stati orientati da un lato verso l'automazione dei processi, secondo un piano di trasformazione chiamato Project Information Management, introdotto come iniziativa di miglioramento condivisa e messo a disposizione delle funzioni di Ingegneria, Project Management, Qualità e Costruzione delle Divisioni, d'altro lato verso la valorizzazione del patrimonio di dati aziendali, adottando soluzioni innovative di ambito Big Data che sono state già portate su Cloud

Azure, per poter disporre di maggiore capacità di immagazzinamento dati e potenza di calcolo.

Esito delle iniziative condotte negli ultimi 18 mesi è l'identificazione della piattaforma PLM di Dassault Systemes come integratore di flussi di collaborazione a progetto.

In area infrastrutturale sono state avviate nuove iniziative nell'ambito degli strumenti di gestione e ottimizzazione delle infrastrutture centralizzate, utilizzando lo strumento tecnico Splunk per la gestione di ingenti moli di dati, con il quale sono state indirizzate numerose aree di analisi tecnica per la corretta analisi, configurazione e gestione dei sistemi informatici.

Le sperimentazioni avviate con l'IT Adaptive Sourcing e la parallela messa a punto di metodologie e soluzioni a supporto dello smart working hanno abilitato l'adozione del servizio di posta elettronica in Cloud basato sulla suite di collaborazione Office 365 di Microsoft. La migrazione si è conclusa nel primo semestre del 2019.

Le attività di governance e i processi di compliance e di sicurezza sono stati svolti positivamente secondo calendario. Sono state svolte le attività previste dalla metodologia di controllo aziendale per gli ambienti SAP e Oracle Peoplesoft HCM, nonché per i principali software applicativi, abilitando le figure dei client manager interni a svolgere il ruolo di controllo previsto dalle norme aziendali.

Cybersecurity

Nel marzo del 2019 è stata costituita la funzione Cyber Security, posta a riporto della funzione Security aziendale, allo scopo di focalizzare la tematica del rischio associato alla sicurezza informatica a valle del cyber-attack subìto da Saipem lo scorso dicembre 2018.

Le attività di ripristino delle infrastrutture oggetto dell'attacco informatico sono proseguite secondo un protocollo testato e consolidato utilizzando i più avanzati strumenti di protezione presenti sul mercato per aumentare il livello di sicurezza dei dati.

La nuova funzione ha lo scopo di verificare il rispetto e la corretta attuazione di indirizzi e linee guida operativi per le attività di gestione della sicurezza nei luoghi di lavoro Saipem. Tale approccio si applica sia a livello di struttura che di progetto, sia per la sicurezza delle infrastrutture di Information Technology sia per quelle Operational Technology (informatica industriale).

Sulla base del disegno proposto dal Framework Nazionale per la Cybersecurity e la Data Protection (FNCS) e dalla Direttiva UE Network and Information Security (NIS), l'Advisor Leonardo, selezionato da Saipem, ha indicato la configurazione organizzativa adatta all'implementazione delle capability di Cyber Security previste dal modello.

Il piano di Compromise Recovery è stato impostato in due fasi: la prima fase si è conclusa in aprile e ha previsto l'intervento di segregazione dei server di gestione delle identità (Active Directory) e l'eliminazione delle vulnerabilità riscontrate da Microsoft nel corso del lavoro di analisi post attacco.

La seconda fase è composta da più interventi, tra cui la formazione del personale tecnico di outsourcing e la revisione dei processi di gestione.

Saipem, pur non essendo classificata come infrastruttura critica e quindi non soggetta alla Direttiva NIS europea (Network Information Security), è stata inserita nel novero delle aziende strategiche a livello Paese e pertanto ammessa al supporto istituzionale per lo svolgimento di attività di tipo preventivo, relative a minacce e attacchi cyber.

In questo contesto è stato firmato il protocollo operativo con il DIS (Dipartimento Informazioni per la Sicurezza) della Presidenza del Consiglio dei Ministri, per attività di Threat Intelligence.

In tale contesto l'Advisor Leonardo supporta Saipem nell'implementazione di un CSIRT (Computer Security Incident Response Team) per la gestione degli interventi di sicurezza di primo e secondo livello, coordinando le attività svolte dal SOC (Security Operations Center). Tale iniziativa è volta a garantire l'esecuzione continua degli interventi tecnici di aggiornamento e i monitoraggi attraverso gli strumenti di protezione adeguati.

Leonardo ha inoltre completato un assessment per rilevare la condizione generale della sicurezza IT.

Gestione dei rischi d'impresa

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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 procedure 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. Tale modello ha l'obiettivo di conseguire una visione organica e complessiva dei principali rischi di impresa che possono impattare sugli obiettivi strategici e gestionali dell'azienda, una maggiore coerenza delle metodologie e degli strumenti a supporto del risk management e un rafforzamento della consapevolezza, a tutti i livelli, che un'adeguata valutazione e gestione dei rischi può incidere positivamente sul raggiungimento degli obiettivi e sul valore dell'azienda.

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

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

Il modello di Enterprise Risk Management di Saipem prevede la valutazione dei rischi su base semestrale sia per il Gruppo a livello delle divisioni e della Corporate che per le società controllate strategicamente rilevanti che vengono identificate sulla base di parametri economico-finanziari e qualitativi. La valutazione dei rischi è eseguita dal management di Saipem attraverso numerosi meeting e workshop coordinati dalla funzione di Enterprise Risk Management di Corporate e delle divisioni. In particolare, la valutazione dei rischi viene effettuata valutando nel dettaglio gli eventi di rischio che potrebbero impattare sugli obiettivi strategici e gestionali di Saipem, tenendo in considerazione sia i cambiamenti del modello di business, dell'organizzazione e del corpo procedurale aziendale sia l'andamento dell'ambiente esterno (in particolare, aspetti politici, economici, sociali, tecnologici e legali), dell'industria di riferimento e i competitor.

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

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

Inoltre, partendo dall'analisi di materialità effettuata dalla funzione Sostenibilità (maggiori informazioni su tale strumento sono presenti nella specifica sezione di dettaglio all'interno della "Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario"), è stato introdotto un focus per identificare i principali temi che, secondo i senior manager di Saipem, sono i più rischiosi per la società e valutarne le relative aree potenziali di impatto.

Saipem è esposta a fattori di rischio di natura strategica, operativa ed esterna che possono essere associati sia alle attività di business di Saipem che al settore di attività in cui essa opera. Il verificarsi di tali eventi di rischio potrebbe avere effetti negativi sulle attività operative e commerciali e sulla situazione economica, finanziaria e patrimoniale del Gruppo. Di seguito sono riportati i principali fattori di rischio identificati, analizzati, valutati e gestiti dal management di 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.

Elenco rischi

• 1. Rischi finanziari
• 1. Rischi connessi al posizionamento strategico
• 1. Rischi legali e fiscali
• 1. Rischi connessi all'evoluzione tecnologica
• 1. Rischi connessi alla salute, sicurezza e ambiente
• 1. Rischi relativi alla marginalità
• 1. Rischi connessi al posizionamento commerciale
• 1. Rischi IT
• 1. Rischi connessi alle risorse umane
• 1. Rischi connessi alla supply chain
• 1. Rischi di business integrity
• 1. Rischi connessi all'instabilità politica, sociale ed economica
• 1. Rischi connessi ai processi di business

1. Rischi finanziari

Descrizione e impatti

La volatilità delle condizioni di mercato e il possibile deterioramento 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. Tale 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. Pertanto, Saipem è esposta al deterioramento del capitale circolante esponendo il Gruppo a impatti economico-finanziari, nonché un peggioramento della reputazione nell'industria di riferimento e nei mercati finanziari.

Inoltre, cambiamenti di regimi fiscali nazionali, incentivi fiscali, ruling con le autorità fiscali, trattati fiscali internazionali e, in aggiunta, rischi connessi alla loro applicazione e interpretazione nei Paesi in cui le società del Gruppo svolgono la propria attività, espongono Saipem a rischi di natura fiscale.

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

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

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

(i) Rischio di mercato

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

Rischio di mercato - Tasso di cambio

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

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

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

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

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

Con riferimento alle valute diverse dall'euro che potenzialmente generano impatti in termini di esposizione al rischio di cambio, per il primo semestre 2019 si è provveduto a elaborare un'analisi di sensitività per determinare l'effetto sul conto economico e sul patrimonio netto che deriverebbe da un'ipotetica variazione positiva e negativa del 10% nei tassi di cambio delle citate valute estere rispetto all'euro. L'analisi di sensitività è stata effettuata in relazione alle seguenti attività e passività finanziarie espresse in valuta diversa dall'euro:

• strumenti derivati su tassi di cambio;
• crediti commerciali e altri crediti;
• debiti commerciali e altri debiti;

• disponibilità liquide ed equivalenti;

• passività finanziarie a breve e lungo termine;

• passività per leasing.

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

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

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

Un deprezzamento dell'euro rispetto alle altre valute comporterebbe un effetto complessivo ante imposte sul risultato di -56 milioni di euro (-62 milioni di euro al 31 dicembre 2018) e un effetto complessivo sul patrimonio netto, al lordo dell'effetto imposte, di -185 milioni di euro (-201 milioni di euro al 31 dicembre 2018). Un apprezzamento dell'euro rispetto alle altre valute comporterebbe un effetto complessivo ante imposte sul risultato di 56 milioni di euro (63 milioni di euro al 31 dicembre 2018) e un effetto sul patrimonio netto, al lordo dell'effetto imposte, di 185 milioni di euro (202 milioni di euro al 31 dicembre 2018).

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

Rischio di mercato - Tasso di interesse

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

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

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

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

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

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

Una variazione positiva dei tassi di interesse comporterebbe un effetto complessivo ante imposte sul risultato di 6 milioni di euro (4 milioni di euro al 31 dicembre 2018) e un effetto complessivo sul patrimonio netto, al lordo dell'effetto imposte, di 10 milioni di euro (8 milioni di euro al 31 dicembre 2018). Una variazione negativa dei tassi di interesse comporterebbe un effetto complessivo ante imposte sul risultato di -9 milioni di euro (-8 milioni di euro al 31 dicembre 2018) e un effetto complessivo sul patrimonio netto, al lordo dell'effetto imposte, di -12 milioni di euro (-12 milioni di euro al 31 dicembre 2018).

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

Rischio di mercato - Commodity

I risultati economici di Saipem possono essere influenzati dalla variazione dei prezzi dei prodotti petroliferi (olio combustibile, lubrificanti,

gasolio per natanti, etc.) e delle materie prime (rame, acciaio, etc.) nella misura in cui esse rappresentano un elemento di costo associato rispettivamente alla gestione di mezzi navali/basi/cantieri o alla realizzazione di progetti/investimenti.

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

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

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

Con riferimento agli strumenti finanziari di copertura relativi al rischio commodity, un'ipotetica variazione positiva del 10% nei prezzi sottostanti non comporterebbe alcun effetto ante imposte sul risultato, mentre comporterebbe un effetto sul patrimonio netto, al lordo dell'effetto d'imposta, di 2 milioni 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 -2 milioni di euro.

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

La valutazione della recuperabilità delle attività finanziarie con controparti di natura sia commerciale che finanziaria è effettuata sulla base del cosiddetto "expected credit loss model" illustrato al paragrafo "Svalutazioni di attività finanziarie" della Relazione finanziaria annuale 2018, a cui si rinvia.

(iii) Rischio liquidità

L'evoluzione del capitale circolante netto e del fabbisogno finanziario è fortemente influenzata dalle tempistiche di fatturazione delle attività contrattuali da valutazione commesse a lungo termine 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 di avanzamento dei progetti e/o nelle definizioni delle posizioni in corso di finalizzazione con i committenti, potrebbero avere un impatto sulla capacità e/o sulla tempistica di generazione dei flussi di cassa.

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

Allo stato attuale, Saipem ritiene, attraverso una gestione degli affidamenti e delle linee di credito flessibile e funzionale al business, di avere accesso a fonti di finanziamento più che adeguate a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie. Le policy applicate sono state orientate a garantire risorse finanziarie sufficienti a coprire gli impegni a breve e le obbligazioni in scadenza, nonché ad assicurare la disponibilità di un adeguato livello di elasticità operativa per i programmi di sviluppo di Saipem, perseguendo il mantenimento di un equilibrio in termini di durata e di composizione del debito e un'adeguata struttura degli affidamenti bancari.

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Saipem dispone di linee di credito e fonti di finanziamento adeguate alla copertura del fabbisogno finanziario complessivo. Al 30 giugno 2019 il Gruppo ha strutturato le proprie fonti di finanziamento principalmente su scadenze di medio-lungo termine con una durata media pari a 3,2 anni.

Alla data del 30 giugno 2019 Saipem dispone di linee di credito committed non utilizzate per 1.000 milioni di euro, a cui si aggiungono le disponibilità di cassa pari a 1.737 milioni di euro. In aggiunta a quanto sopra, Saipem potrà utilizzare l'ammontare residuo pari a 223 milioni di euro della linea garantita da GIEK (in funzione dell'acquisto di apparecchiature e servizi da esportatori norvegesi).

(iv) Rischio downgrading

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

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

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

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

(milioni di euro)	Anni di scadenza
	2020 (*)	2021	2022	2023	2024	Oltre	Totale
Passività finanziarie a lungo termine	367	639	625	602	62	581	2.876
Passività finanziarie a breve termine	109	-	-	-	-	-	109
Passività per strumenti derivati	66	-	-	-	-	-	66
Totale	542	639	625	62	62	581	3.051
Interessi su debiti finanziari	92	66	50	34	15	15	272

(*) Include il secondo semestre 2019.

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

(milioni di euro)	Anni di scadenza
	2020 (*)	2021-2024	Oltre	Totale
Debiti commerciali	2.401	-	-	2.401
Altri debiti	337	-	-	337

(*) Include il secondo semestre 2019.

Nella tabella che segue sono rappresentati gli investimenti a vita intera relativi ai progetti di

maggiori dimensioni e altri investimenti, per i quali sono già stati collocati i contratti di procurement.

	Anni di scadenza
(milioni di euro)	2020 (*)
Impegni per Major Projects	-
Impegni per altri investimenti	66
Totale	66

(*) Include il secondo semestre 2019.

Mitigazione

La Società si è dotata di varie tecniche implementate sin dalla fase negoziale al fine di ottenere condizioni più favorevoli (ad esempio, anticipi contrattuali) e monitorare i propri contratti (per esempio, attraverso procedure stringenti per l'ottenimento delle attestazioni necessarie a procedere con la fatturazione, ovvero attraverso un costante monitoraggio e segnalazione al cliente di tutte le variazioni contrattuali o esecutive del progetto) con la finalità di mantenere flussi di cassa positivi o neutri durante l'esecuzione delle varie fasi del progetto.

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

2. Rischi connessi al posizionamento strategico

Descrizione e impatti

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

Inoltre, il posizionamento strategico di Saipem può essere influenzato da cambiamenti nelle richieste dei clienti e in generale da mutamenti nella domanda nei settori di riferimento.

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

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

In aggiunta, tale contesto può condurre al rischio di concentrazione con alcuni clienti in alcune aree geografiche o di alcuni prodotti.

Mitigazione

Al fine di assicurare un rafforzamento del posizionamento competitivo del Gruppo in linea con i mutamenti strategici dell'industria e della concorrenza in continua evoluzione, Saipem ha implementato un modello di business divisionale. Inoltre, Saipem si avvale di società specializzate nel fornire periodicamente analisi e stime sull'andamento dei segmenti di mercato di riferimento e sulle evoluzioni macroeconomiche, geopolitiche e tecnologiche.

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

Per fare in modo che il posizionamento strategico di Saipem sia rafforzato, il management della Società persegue opportunità commerciali con un ampio focus sui vari clienti del settore energetico (International Oil Company, National Oil Company, Independent, Utility), con una prospettiva globale sui mercati di riferimento e con un ampio portafoglio di prodotti nell'Oil&Gas, nelle energie rinnovabili e nelle infrastrutture (in particolare, tratte ferroviarie ad alta velocità).

3. Rischi legali e fiscali

Descrizione e impatti

Il Gruppo è attualmente parte in causa in procedimenti giudiziari, civili, fiscali, in Italia e all'estero, o di natura amministrativa. Per una sintesi dei procedimenti più significativi si rinvia alla sezione "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-fiscale, ovvero coperti in misura insufficiente, non assicurati, o di importo superiore al massimale eventualmente assicurato. Inoltre, in relazione ai contenziosi avviati dalla Società, qualora non fosse possibile risolvere la controversia mediante transazione, la Società potrebbe dover sopportare ulteriori costi connessi alla lunghezza dei tempi processuali. In aggiunta, l'andamento dei procedimenti

legali e fiscali espone Saipem a potenziali impatti sulla sua immagine e reputazione nei mass media o con i clienti e partner.

Mitigazione

Al fine di massimizzare la mitigazione di tali rischi, Saipem si avvale di consulenti esterni specializzati che assistono la Società nei procedimenti giudiziari, civili, fiscali o di natura amministrativa. Inoltre, il Consiglio di Amministrazione di Saipem monitora in maniera attiva e continua l'evoluzione dei principali procedimenti di natura legale.

4. Rischi connessi all'evoluzione tecnologica

Descrizione e impatti

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

Qualora Saipem 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 posizionamento competitivo potrebbe essere danneggiato e conseguentemente causare la modifica o la riduzione dei propri obiettivi di breve o lungo periodo.

Mitigazione

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

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

Saipem è supportata da società specializzate nell'analizzare l'evoluzione tecnologica nei segmenti di mercato di riferimento e le prospettiche soluzioni che potrebbero richiedere i clienti negli anni successivi (ad esempio, nel settore delle energie rinnovabili); infine, il Gruppo sviluppa accordi di varia natura sia con società che sviluppano soluzioni tecnologiche nell'industria energetica e anche in altre industrie (ad esempio, nell'ambito della digitalizzazione) sia con università e centri di ricerca.

5. Rischi connessi alla salute, sicurezza e ambiente

Descrizione e impatti

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

Nonostante il grosso sforzo nell'ambito salute, sicurezza e ambiente 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 a Saipem, oneri derivanti dall'adempimento degli obblighi previsti da leggi e regolamenti in tema di ambiente, salute e sicurezza, nonché impatti sull'immagine e sulla reputazione di Saipem. Inoltre, al fine di eseguire progetti EPCI, servizi di perforazione e altri servizi nell'industria dell'energia, il Gruppo possiede numerosi asset, in particolare mezzi navali specializzati (ad esempio per la posa di condotte e sollevamento di strutture), rig di perforazione Offshore e Onshore, navi di produzione/trattamento/stoccaggio e trasbordo comunemente denominate FPSO, equipment Onshore (ad esempio, per la posa di tubi), yard di fabbricazione e basi logistiche. Pertanto, gli asset del Gruppo sono soggetti ai normali rischi legati alle attività operative ordinarie e a rischi catastrofali legati a eventi climatici e/o calamità naturali, i quali possono causare impatti sulla sicurezza delle persone e sull'ambiente. Tali rischi legati alle attività operative ordinarie possono essere causati ad esempio da: (i) errata, ovvero inadeguata esecuzione di manovre e di sequenze di lavoro, tali da danneggiare gli asset o gli impianti in corso di esecuzione; (ii) errata o inadeguata esecuzione di manutenzioni ordinarie e/o straordinarie. Nonostante Saipem disponga di un know-how e competenze specifiche, 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.

Mitigazione

Con riferimento a tali rischi, Saipem 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 45001 per la salute e la sicurezza sul lavoro e ISO 14001 per la gestione ambientale, di cui Saipem ha ottenuto la certificazione a livello di Gruppo. In particolare, la gestione dei rischi HSE si fonda sui principi di prevenzione, tutela, consapevolezza, promozione e partecipazione con l'obiettivo di garantire la salute e sicurezza dei lavoratori e tutelare l'ambiente e il benessere generale delle comunità.

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

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

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

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

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

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

Infine, per la mitigazione dei rischi legati alla gestione degli asset, Saipem sostiene significative spese per la manutenzione degli asset di proprietà e ha sviluppato varie iniziative di prevenzione, tra le quali si segnala l'applicazione dell'Asset Integrity Management System, un sistema che prevede la gestione sistematica degli elementi critici, l'individuazione di Key Performance Indicator e la creazione delle "tasks familiarisation card" per la gestione dello sviluppo di personale assegnato a ruoli specifici o all'uso di equipment critici. In particolare, per tutti i mezzi navali di proprietà del Gruppo, Saipem rinnova periodicamente le certificazioni emesse da parte degli appositi enti di classifica e le certificazioni emesse dalle autorità di bandiera a seguito di ispezioni che gli enti di classifica effettuano a bordo delle unità navali. In aggiunta, i mezzi navali, sulla base delle caratteristiche tecniche e della tipologia di ciascuno, soddisfano i requisiti richiesti dalla normativa internazionale applicabile in campo marittimo e nell'industria Oil&Gas (maggiori informazioni presenti nella specifica sezione di dettaglio all'interno della "Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario").

6. Rischi relativi alla marginalità

Descrizione e impatti

Saipem opera nel settore altamente competitivo dei servizi per l'industria Oil&Gas, il cui andamento è significantemente influenzato dall'andamento del prezzo degli idrocarburi nei mercati internazionali, determinando un impatto sulla domanda di servizi offerti dalla Società e dei margini ad essi associati. Per tale ragione, l'industria dei servizi per il settore Oil&Gas è stata caratterizzata da una crescente pressione competitiva sui prezzi per i contratti di importo fortettario, denominati "chiavi in mano" su base lump-sum nei servizi di Engineering & Construction Offshore e Onshore e per le rate dei mezzi nel mercato Drilling Offshore e Onshore.

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

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

Mitigazione

Per allineare il proprio profilo di costo e competitivo ai cambiamenti nei settori di riferimento, Saipem ha implementato un nuovo business model basato su cinque divisioni.

In aggiunta, nell'attuale scenario di mercato dei prezzi degli idrocarburi e di andamento della domanda dei servizi nelle linee di business di riferimento, Saipem è impegnata nell'applicare le più avanzate best practice dell'industria di riferimento e di project management e nell'identificazione e nell'implementazione di varie nuove iniziative e soluzioni per ridurre i propri costi attraverso processi e tecnologie più efficienti.

7. Rischi connessi al posizionamento commerciale

Descrizione e impatti

Il contesto di mercato è caratterizzato dal perdurare di un andamento volatile del prezzo del petrolio e gas nei mercati internazionali. Tale condizione influisce sulle politiche di investimento dei principali clienti esponendo Saipem a: (i) ritardi nel processo di negoziazione ed eventuale non assegnazione 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 e di servizi di ingegneria a valore aggiunto); (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) rafforzamento del livello di aggressività nelle strategie commerciali da parte dei competitor; (v) ritardi e difficoltà di ottenimento di variation order per cambiamenti dello scopo del lavoro richiesti dal cliente ed eseguiti da Saipem; (vi) ritardi e difficoltà nel rinnovare, anticipatamente rispetto alla scadenza e a condizioni economicamente vantaggiose, i contratti relativi alle flotte di perforazione terra e mare in essere; (vii) reclami e anche arbitrati e contenziosi internazionali nei casi più significativi.

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Pertanto, Saipem è esposta al rischio di mancato rafforzamento o indebolimento del suo posizionamento commerciale, il quale potrebbe colpire in particolare alcune linee di prodotto o aree geografiche specifiche.

Infine, tale contesto di mercato e casi di cattive performance possono causare reclami e anche arbitrati e contenziosi anche con fornitori e subcontrattisti di Saipem.

Mitigazione

Per mitigare l'eventuale riduzione degli investimenti in capex nel settore Oil&Gas da parte dei propri committenti, Saipem ha sviluppato un nuovo modello di business basato su 5 divisioni: Engineering & Construction Offshore, Engineering & Construction Onshore, Drilling Offshore, Drilling Onshore e XSIGHT, una nuova Divisione dedicata ai servizi di ingegneria ad alto valore aggiunto. Inoltre, la Società ha intrapreso iniziative per allargare il portafoglio di clienti e di mercati geografici e cercando settori di business aggiuntivi o alternativi come ad esempio: (i) attività di manutenzione e ottimizzazione di impianti già esistenti (MMO), i quali sono legati a investimenti in OPEX nel settore Oil&Gas; (ii) impiantistica per fonti rinnovabili (in particolare, eolico, solare); (iii) realizzazione di condotte e reti idriche a uso civile e altre industrie (ad esempio, nel settore minerario); (iv) lo smantellamento delle piattaforme petrolifere, incluso attività di plug & abandonment; (v) realizzazione di linee ferroviarie ad alta velocità; (vi) servizi di ingegneria ad alto valore aggiunto nell'industria energetica in generale (incluse energie rinnovabili).

8. Rischi IT

Descrizione e impatti

L'esecuzione e le performance delle attività di Saipem dipendono in maniera significativa dal sistema informativo che è stata sviluppato nel corso degli anni. In particolare, il sistema informativo del Gruppo è esposto ai potenziali attacchi informatici i quali possono avere varie finalità. Pertanto, il mancato funzionamento, l'inefficacia e l'inefficienza dei sistemi IT possono impattare sui processi aziendali con conseguenti impatti economici, finanziari e di reputazione. Il mancato sviluppo di soluzioni IT innovative da parte di Saipem potrebbe compromettere lo sviluppo tecnologico della Società e conseguentemente il raggiungimento dei suoi obiettivi di breve o lungo periodo (maggiori informazioni presenti nella specifica sezione di dettaglio "Sistema informativo").

Infine, Saipem è impegnata ad affrontare la sfida e i conseguenti rischi relativi allo sfruttamento e alla valorizzazione dei dati e delle informazioni al fine di mantenere e rafforzare la posizione competitiva nei settori Engineering & Construction, Drilling e servizi di ingegneria ad alto valore aggiunto.

Mitigazione

Saipem ha sviluppato un nuovo progetto di trasformazione, denominato IT Adaptive Sourcing, con vari obiettivi, tra cui quello di percorrere la trasformazione digitale dell'azienda e il contenimento dei costi operativi. A tal fine, Saipem ha selezionato dei partner tecnologici e di servizi nell'area ICT, avviando un'ampia revisione dell'approvvigionamento di servizi ICT con la finalità di introdurre il concetto di ecosistema di fornitura. Tale concetto di ecosistema ha la finalità di assicurare a Saipem una copertura dei fabbisogni grazie allo sforzo di cooperazione dei fornitori in chiave di sostegno delle azioni necessarie sia per la singola area di fornitura sia per quelle attività che richiedono in modo intrinseco un contributo di collaborazione e di integrazione.

Inoltre, Saipem ha impostato varie iniziative ICT di ambito business facendo perno sull'assunto strategico di sviluppare un approccio datacentrico per il business e una progressiva completa digitalizzazione dei processi di lavoro aziendali. In particolare, gli sviluppi business sono stati orientati all'automazione dei processi e alla valorizzazione del patrimonio di dati e informazioni aziendali.

Infine, la Società ha in essere attività di governance, nonché processi di compliance e di sicurezza svolti dalla funzione ICT avvalendosi di un avanzato uso delle tecnologie di sicurezza informatica utilizzando protocolli testati e consolidati con l'obiettivo di prevenire e mitigare l'esposizione al rischio di minacce alla sicurezza dei dati nell'ambito dei trattamenti previsti dai sistemi informativi aziendali. In particolare, per la prevenzione e la mitigazione del rischio di cyber attack, Saipem si avvale di fornitori di servizi ICT per monitorare costantemente tale rischio e utilizzare i principali strumenti di prevenzione e difesa a disposizione sul mercato (maggiori informazioni presenti nella specifica sezione di dettaglio "Sistema informativo").

9. Rischi connessi alle risorse umane

Descrizione e impatti

Il Gruppo Saipem dipende in misura rilevante dall'apporto professionale di personale chiave

e di figure altamente specializzate. Sono considerati personale chiave i "Dirigenti con responsabilità strategiche" (maggiori informazioni presenti nella specifica sezione di dettaglio all'interno della "Relazione sulla Remunerazione 2019"). Si intendono per figure altamente specializzate del Gruppo, 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 Saipem 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.

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 del Gruppo, potrebbe avere effetti negativi sull'attività in fase esecutiva, sulle future opportunità di business e sul posizionamento strategico e commerciale di Saipem.

Inoltre, lavorando su mercati internazionali, lo sviluppo delle strategie future di Saipem dipenderà in misura significativa dalla capacità della Società di attrarre e mantenere personale altamente qualificato e competente con un elevato livello di diversità in termini di età, nazionalità e genere. Infine, le evoluzioni normative nel diritto del lavoro nei Paesi in cui opera espone Saipem a rischi di varia natura nella gestione delle risorse umane, i quali possono causare inefficienze interne e contenziosi.

Mitigazione

Con la finalità di prevenire e mitigare questi rischi, Saipem si è impegnata a investire sull'equilibrio generazionale, incentivando lo sviluppo e la crescita delle risorse più giovani, nonché motivando e trattenendo le risorse più esperte, al fine di garantire il presidio delle competenze distintive e strategiche per Saipem attraverso molteplici iniziative.

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

Inoltre, la Politica sulla remunerazione, i cui principali strumenti e obiettivi sono delineati dalla Relazione sulla Remunerazione, ha lo scopo di attrarre, motivare e trattenere risorse ad alto profilo professionale e manageriale e di allineare l'interesse del management con l'obiettivo primario di creare valore per gli azionisti nel medio-lungo periodo.

Saipem ha adottato un modello innovativo di gestione del capitale umano basato sulle skill con l'obiettivo di veicolare meglio energie e figure professionali ove più necessario e garantire maggiore flessibilità nello sviluppo

delle capacità personali e professionali a tutti i livelli.

Pertanto, la continua espansione del Gruppo in aree geografiche e linee di business che richiedono conoscenze ulteriori prevedono piani di assunzione e formazione per tutto il personale operativo, di staff e dirigenziale, sia internazionale che locale, con un'estesa gamma di competenze differenti.

Come definito nel Codice Etico, nel pieno rispetto della normativa di legge e contrattuale in materia, Saipem si impegna a offrire a tutti i lavoratori le medesime opportunità di lavoro, facendo in modo che tutti possano godere di un trattamento normativo e retributivo equo, basato esclusivamente su criteri di merito e di competenza, senza discriminazione alcuna. In aggiunta, il Gruppo monitora le evoluzioni legislative relative alla gestione del personale in tutti i Paesi in cui opera o è interessata commercialmente a operare, avvalendosi anche di consulenti di diritto del lavoro.

Infine, Saipem ha dato avvio al Programma di Smart Working "FlexAbility", il quale mira a instaurare un percorso di miglioramento del modello di organizzazione del lavoro che passi attraverso un cambiamento culturale, tecnologico e digitale.

10. Rischi connessi alla supply chain

Descrizione e impatti

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

Inoltre, Saipem è esposta a rischi legati a eventuali comportamenti non etici da parte di fornitori, subcontrattisti e partner nei vari Paesi in cui opera.

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, deterioramento delle relazioni commerciali con i clienti e dei risultati economico-finanziari e un impatto negativo sul posizionamento competitivo di Saipem.

Mitigazione

Con l'obiettivo di prevenire e mitigare tali rischi, la Società si è dotata di uno strutturato sistema di qualifica e selezione al fine di collaborare con fornitori e subcontrattisti affidabili e con una reputazione consolidata. Inoltre, le prestazioni dei fornitori e subcontrattisti sono costantemente controllate e le funzioni responsabili di Saipem sono chiamate a fornire un feedback.

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Per mitigare e prevenire i rischi legati a eventuali comportamenti non etici da parte di fornitori e subcontrattisti, Saipem utilizza vari strumenti, verifiche e programmi di formazione.

In aggiunta, ai fornitori, subcontrattisti e partner, Saipem richiede di prendere visione e accettare nella totalità il Modello 231, comprendente il Codice Etico, il quale si ispira nei suoi principi alla Dichiarazione Universale dei Diritti Umani delle Nazioni Unite, alle Convenzioni Fondamentali dell'ILO (International Labour Organization) e alle Linee Guida dell'OCSE per le Imprese Multinazionali (maggiori informazioni presenti nella specifica sezione di dettaglio all'interno della "Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario").

11. Rischi di business integrity

Descrizione e impatti

Nonostante Saipem conduca il proprio business con lealtà, correttezza, trasparenza, integrità e nel pieno rispetto delle leggi e dei regolamenti, il Gruppo è soggetto al rischio di frodi e/o attività illecite da parte di dipendenti e di terzi (ad esempio, corruzione, mancanza di trasparenza, fuga di informazioni confidenziali, non conformità con procedure aziendali e normative).

In particolare, Saipem svolge le proprie attività di business insieme a subcontrattisti, fornitori e partner che potrebbero porre in essere condotte fraudolente di concerto con i dipendenti ai danni della Società. Inoltre, il Gruppo opera in vari Paesi caratterizzati da un'elevata percentuale di frode e corruzione, secondo il "Corruption Perception Index" di Transparency International. Nell'ambito dei rischi connessi a possibili frodi o attività illecite da parte di dipendenti o terzi, Saipem è anche esposta, in particolare, a rischi connessi alla protezione delle informazioni e del know-how, in quanto la Società nello svolgimento delle proprie attività fa affidamento su informazioni, dati e know-how, di natura sensibile, elaborati e contenuti in documenti, anche in formato elettronico, il cui accesso e diffusione non autorizzati da parte di dipendenti o terzi possono rappresentare frodi o attività illecite, oltre ad arrecare danni a Saipem.

Infine, non si può escludere che all'interno del Gruppo non possano accadere non conformità o errate applicazioni della direttiva europea in materia di privacy (General Data Protection Regulation - GDPR), le quali potrebbero avere come conseguenza l'applicazione di sanzioni a danno di Saipem.

Mitigazione

Tra le varie iniziative per mitigare tali rischi, Saipem ha progettato un "Compliance Programme Anti-corruzione", il quale è costituito da un dettagliato sistema di regole e controlli, finalizzati alla prevenzione della corruzione in coerenza con le best practice internazionali e con il principio di "zero tolerance" espresso nel Codice Etico. In particolare, il "Compliance Programme Anti-corruzione" di Saipem si connota per la sua dinamicità e per la costante attenzione all'evoluzione del panorama normativo nazionale e internazionale e delle best practice.

In aggiunta, il Codice Etico (incluso nel Modello 231) di Saipem stabilisce che "pratiche di corruzione, favori illegittimi, comportamenti collusivi, sollecitazioni, dirette e/o attraverso terzi, di vantaggi personali e di carriera per sé o per altri, sono senza eccezione proibiti".

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

Saipem mette a disposizione di dipendenti e stakeholder un canale informativo 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, sicurezza del personale, etc.).

Inoltre, nel corso degli anni Saipem ha sviluppato un sistema di gestione che ha recentemente ottenuto la certificazione allo standard internazionale ISO 37001 - Sistemi di Gestione Anti-corruzione, il quale rappresenta un importante presidio nella prevenzione e contrasto alla corruzione, in quanto tale standard ISO 37001 definisce requisiti e fornisce una linea guida per aiutare un'organizzazione a prevenire, individuare, rispondere a fenomeni di corruzione e a conformarsi alla legislazione anti-corruzione e altri eventuali impegni volontari applicabili alle proprie attività.

Per la gestione di tali rischi legata alla fuga di informazioni confidenziali, si segnala che Saipem fa uso di tecnologie e procedure di sicurezza informatica in modo da mitigare tale esposizione (maggiori informazioni presenti nella specifica sezione di dettaglio "Sistema informativo"). Infine, Saipem si è dotata di principi e le regole cui il Gruppo deve attenersi nella gestione interna e nella comunicazione all'esterno di documenti e informazioni societarie riguardanti Saipem, con particolare riferimento alle informazioni privilegiate (maggiori informazioni presenti nella specifica sezione di dettaglio all'interno della "Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari").

Infine, a partire dall'aprile 2018 Saipem si è dotata di un apposito Modello Organizzativo Privacy volto a garantire l'ottemperanza alla direttiva europea in materia di privacy (General Data Protection Regulation - GDPR).

12. Rischi connessi all'instabilità politica, sociale ed economica

Descrizione e impatti

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

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").

Inoltre, il quadro normativo di riferimento incide, tra l'altro, sulle modalità di svolgimento delle attività di Saipem. L'eventuale adozione di provvedimenti normativi più restrittivi o sfavorevoli, ovvero l'imposizione di obblighi di adeguamento o di ulteriori adempimenti connessi all'esercizio delle attività di Engineering & Construction e Drilling, potrebbero comportare modifiche alle condizioni operative e richiedere un aumento degli investimenti, dei costi di produzione o, comunque, rallentare lo sviluppo delle attività. Eventuali violazioni della normativa potrebbero comportare limitazioni

all'attività del Gruppo, ovvero comportare l'obbligo di pagamento di multe, sanzioni o penali significative in caso di mancato rispetto di leggi e regolamenti in materia ambientale, di salute e sicurezza.

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

Mitigazione

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

Pertanto, Saipem è in grado di valutare periodicamente l'esposizione a tali 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 di persone fisiche o giuridiche, che espongono l'azienda e il suo patrimonio, di persone, beni, immagine e reputazione a potenziali danni. In particolare, Saipem, al fine di prevenire tali rischi, si avvale anche di agenzie che forniscono servizi di security nei Paesi in cui opera. Tali agenzie potrebbero esporre Saipem a rischi connessi alla violazione dei diritti umani nell'esecuzione dei servizi di security da loro forniti; a fronte di ciò le azioni di mitigazione poste in essere da Saipem consistono in attività di formazione e regolari controlli.

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

Inoltre, Saipem monitora costantemente l'evoluzione delle normative di varia natura e la relativa conformità ad esse anche al fine di minimizzare gli impatti dovuti alle proprie attività operative in tutti i Paesi di interesse.

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Infine, a supporto della propria presenza nei territori e al fine di mitigare l'impatto delle proprie attività operative sulle economie locali e i rischi generati da problematiche relazionali con soggetti operanti nelle stesse aree, Saipem adotta un sistema di engagement con i propri stakeholder locali, finalizzato a mantenere il dialogo e consolidare le relazioni e creare valore condiviso, in particolar modo attraverso la partecipazione attiva allo sviluppo socio-economico delle aree in cui opera.

In aggiunta, Saipem ha affrontato e sta continuando a gestire il complesso adeguamento della forza lavoro ai significativi mutamenti del contesto di mercato in cui opera sulla base del modello di business divisionale, tenendo in considerazione le relazioni sia con il personale che con i sindacati dei lavoratori nei Paesi in cui è presente.

Infatti, al fine di mitigare e prevenire tali rischi, Saipem ha configurato un approccio di attenzione massima alle relazioni industriali nei Paesi in cui opera. Nel dettaglio, Saipem è impegnata a rafforzare le relazioni e la comunicazione con il personale, con i sindacati e a raggiungere e rinnovare degli specifici accordi con le parti sociali interessate.

13. Rischi connessi ai processi di business

Descrizione e impatti

L'industria in cui Saipem opera ha attraversato un periodo di grande trasformazione caratterizzato da un rafforzamento del contesto concorrenziale e una compressione dei margini. Pertanto, la necessità di cambiamento del modello organizzativo e la complessità del contesto di mercato sono elementi che hanno impegnato in modo considerevole il management di Saipem nel corso degli ultimi anni.

Mitigazione

La Società ha avviato varie iniziative finalizzate al recupero di efficienza ed efficacia nelle quali è stata posta particolare enfasi sulla razionalizzazione dei processi di business. A tali attività si è affiancato il processo di divisionalizzazione che ha l'obiettivo di portare a una maggior focalizzazione alle attività di business allocando all'interno delle divisioni molte attività e processi precedentemente presidiati centralmente nella Corporate.

Infine, Saipem ha intrapreso un percorso di miglioramento del modello di organizzazione del lavoro che passi attraverso un cambiamento culturale, tecnologico e digitale che possa contribuire positivamente al raggiungimento dei risultati aziendali attraverso incrementi di efficienza ed efficacia. In particolare, per adattarsi rapidamente al cambiamento culturale proseguono le iniziative volte alla dematerializzazione e digitalizzazione dei processi.

Trasferimento assicurativo dei rischi

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

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

Il programma assicurativo Saipem è strutturato per trasferire, in maniera appropriata, al mercato assicurativo i rischi derivanti dalle proprie operazioni, in particolare i rischi connessi con la gestione della flotta, delle attrezzature e di ogni altro bene, i rischi di responsabilità civile verso terzi, quelli relativi al proprio personale, i rischi cyber, 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 copertura assicurative dei beni del Gruppo ("polizze assicurative Corporate") e le coperture assicurative invece strettamente riconducibili all'esecuzione dei progetti.

Polizze assicurative Corporate

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

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

Danni materiali

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

Responsabilità civile

• polizza "Protection & Indemnity" ("P&I"): copre le responsabilità armatoriali per danni a terzi causati sia durante la navigazione che durante le attività specialistiche offshore di perforazione e costruzione; tali responsabilità sono assicurate tramite un P&I Club facente parte dell'International Group of P&I Clubs;
• polizza "Comprehensive General Liability": copre ogni altra tipologia di responsabilità Saipem sui rischi di responsabilità civile e generale derivanti dalla sua attività industriale, operando anche a integrazione della specifica copertura P&I;
• polizze "Employer's Liability" e "Personal Accident": coprono rispettivamente la responsabilità del datore di lavoro e i rischi infortuni dei propri dipendenti sulla base delle normative obbligatorie previste in ogni Paese nel quale il Gruppo opera;
• polizza "Directors & Officiers" ("D&O"): copre la responsabilità degli organi di amministrazione e controllo, nonché dei manager, della Società e delle sue controllate nello svolgimento dei loro mandati e funzioni.

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

Polizze assicurative relative all'esecuzione dei progetti

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

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

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

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

Altre informazioni

Regolamento mercati

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

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

• i. alla data del 30 giugno 2019 le prescrizioni regolamentari dell'art. 15 del Regolamento Mercati si applicano alle seguenti 19 società controllate:
• Boscongo SA;
• ER SAI Caspian Contractor Llc;
• Global Petroprojects Services AG;
• Petrex SA;
• PT Saipem Indonesia;
• Saimexicana SA de Cv;
• Saipem America Inc;
• Saipem Canada Inc;
• Saipem Contracting Nigeria Ltd;
• Saipem do Brasil Serviçõs de Petroleo Ltda;
• Saipem Drilling Norway AS;
• Saipem India Projects Private Ltd;
• Saipem Misr for Petroleum Services (S.A.E.);
• Saipem Offshore Norway AS;
• Saipem Services Mexico SA de Cv;
• Saudi Arabian Saipem Ltd;
• Sigurd Rück AG;
• Snamprogetti Engineering & Contracting Co Ltd;
• Snamprogetti Saudi Arabia Co Ltd Llc.
• ii. Sono state adottate le procedure adeguate che assicurano la completa compliance alla predetta normativa.

Informativa sulle parti correlate

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

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

Al 30 giugno 2019 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 44 delle "Note illustrative al bilancio consolidato semestrale abbreviato".

Evoluzione prevedibile della gestione

Un'elevata volatilità del prezzo del petrolio e il livello ancora contenuto dei nuovi investimenti delle oil company caratterizzeranno ancora la seconda parte dell'anno in corso. Nel semestre alcune importanti decisioni finali di investimento ("FID" - Final Investment Decision) nel segmento gas hanno contribuito significativamente all'elevato livello di acquisizioni.

Il portafoglio ordini a fine giugno 2019, abbinato alle acquisizioni di nuovi ordini successive alla chiusura del semestre 2019 e alle previsioni sulle offerte commerciali in corso, consente di prevedere ricavi di circa 9 miliardi di euro per l'esercizio 2019, con una marginalità a livello di EBITDA adjusted superiore al 10%. Gli investimenti tecnici sono previsti attorno ai 500 milioni di euro, mentre l'indebitamento finanziario netto ante IFRS 16 è previsto attestarsi al di sotto degli 800 milioni di euro a fine 2019.

Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del semestre

Acquisizione di ordini

In data 9 luglio 2019 Saipem si è aggiudicata due nuovi contratti in Arabia Saudita, assegnati da Saudi Aramco alla Divisione Engineering & Construction Onshore, che riguardano lo

sviluppo di alcune strutture a terra funzionali ai giacimenti di gas Berri e Marjan, entrambi situati nel Golfo Arabico e, per conto di Adnoc, un nuovo contratto di perforazione negli Emirati Arabi Uniti, della durata di 4 anni, in continuità con le operazioni in essere; le attività saranno svolte con l'impiego del jack-up Perro Negro 8.

Contenziosi

Il 17 luglio 2019 la Corte di Cassazione algerina ha cassato integralmente la sentenza di primo grado del 2 febbraio 2016 del Tribunale di Algeri nel procedimento "Sonatrach 1". Tale procedimento è in essere nei confronti di Saipem Contracting Algérie SpA, società del Gruppo Saipem registrata in Algeria, in relazione alla procedura di gara per l'assegnazione nel 2009 della commessa GK3. Il medesimo procedimento è, inoltre, in essere per altre ragioni nei confronti di altri 18 soggetti, tutti estranei al Gruppo Saipem. Le motivazioni della sentenza della Corte di Cassazione algerina non sono state ancora depositate e si prevede potranno essere disponibili nel corso del mese di settembre 2019. A seguito della sentenza della Corte di Cassazione algerina, il Tribunale di Appello di Algeri dovrà pronunciarsi nuovamente sul tema avviando un nuovo processo. La futura decisione del Tribunale di Appello di Algeri potrà essere impugnata dinanzi alla Corte di Cassazione algerina. Per maggiori dettagli sul procedimento algerino "Sonatrach 1" si rimanda alla sezione "Contenziosi - Algeria - Il procedimento in Algeria".

Nella sezione "Contenziosi" si descrive l'esito positivo per Saipem del lodo arbitrale depositato il 27 giugno 2019 nella controversia con il cliente GLNG in relazione al progetto Gladstone (Australia); con riferimento a tale controversia si precisa, inoltre, che il 31 luglio 2019 il cliente GLNG ha corrisposto a Saipem le somme risultanti a credito di Saipem sulla base del lodo arbitrale del 27 giugno 2019 (somme pari a circa 101 milioni di AUD).

Sedi secondarie

Il Consiglio di Amministrazione ha deliberato, in forza dei poteri attribuiti dall'art. 20 dello Statuto, ai sensi dell'art 2365, comma 2 del codice civile, la chiusura della sede secondaria di Cortemaggiore, non più operativa, e la conseguente modifica dell'art. 3 dello Statuto Sociale. La delibera e il nuovo testo dello Statuto sono messi a disposizione del pubblico nei termini di legge.

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

Stato patrimoniale riclassificato

(milioni di euro)	31.12.2018		30.06.2019
Voci dello stato patrimoniale riclassificato	Valori parziali	Valori	Valori parziali	Valori
(dove non espressamente indicato, la componente è ottenuta dallo schema obbligatorio)	da schema obbligatorio	da schema riclassificato	da schema obbligatorio	da schema riclassificato
A) Attività materiali nette		4.326		4.222
Nota 14 - Immobili, impianti e macchinari	4.326		4.222
B) Attività immateriali nette		702		699
Nota 15 - Attività immateriali	702		699
C) Diritto di utilizzo di attività in leasing		-		531
Nota 16 - Diritto di utilizzo di attività in leasing	-		531
D) Partecipazioni		78		77
Nota 17 - Partecipazioni	119		113
Ricl. da F) - fondo copertura perdite di imprese partecipate	(41)		(36)
E) Capitale circolante		584		570
Nota 8 - Altre attività finanziarie correnti	34		35
Ricl. a L) - crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	(32)		(32)
Nota 9 - Crediti commerciali e altri crediti	2.610		2.475
Nota 10 - Rimanenze e attività contrattuali	1.389		1.548
Nota 11 - Attività per imposte sul reddito correnti	201		211
Nota 12 - Attività per altre imposte correnti	117		151
Nota 13 - Altre attività correnti	100		109
Nota 19 - Attività per imposte anticipate	250		265
Nota 20 - Altre attività non correnti	67		62
Nota 21 - Debiti commerciali, altri debiti e passività contrattuali	(3.879)		(3.965)
Nota 22 - Passività per imposte sul reddito correnti	(46)		(56)
Nota 23 - Passività per altre imposte correnti	(108)		(110)
Nota 24 - Altre passività correnti	(92)		(90)
Nota 29 - Passività per imposte differite	(18		(30)
Nota 30 - Altre passività non correnti	(9)		(3)
F) Fondi per rischi e oneri		(289)		(272)
Nota 27 - Fondi per rischi e oneri	(330)		(308)
Ricl. a D) - fondo copertura perdite di imprese partecipate	41		36
G) Fondo per benefici ai dipendenti		(208)		(224)
Nota 28 - Fondi per benefici ai dipendenti	(208)		(224)
H) Attività destinate alla vendita		2		-
Nota 32 - Attività destinate alla vendita	2		-
CAPITALE INVESTITO NETTO		5.195		5.603
I) Patrimonio netto		3.962		3.991
Nota 33 - Patrimonio netto	3.962		3.991
L) Capitale e riserve di terzi		74		38
Nota 33 - Capitale e riserve di terzi azionisti	74		38
M) Indebitamento finanziario netto ante lease liability		1.159		1.043
Nota 6 - Disponibilità liquide ed equivalenti	(1.674)		(1.737)
Nota 7 - Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a OCI	(86)		(78)
Nota 18 - Altre attività finanziarie non correnti	-		(68)
Nota 25 - Passività finanziarie a breve termine	80		109
Nota 25 - Passività finanziarie a lungo termine	2.646		2.615
Nota 25 - Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine	225		234
Ricl. da E) - crediti finanziari non strumentali all'attività operativa (nota 8)	(32)		(32)
N) Passività finanziarie beni in leasing		-		531
Nota 16 - Passività nette per leasing	-		531
O) Indebitamento finanziario netto		-		1.574
COPERTURE		5.195		5.603

Voci del conto economico riclassificato

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

• la voce "altri ricavi e proventi", (8 milioni di euro), afferente a "rimborsi per prestazioni che non costituiscono l'attività caratteristica", pari a 2 milioni di euro, sono stati portati in diminuzione della corrispondente componenti di costo nel conto economico riclassificato;
• le voci "proventi finanziari" (99 milioni di euro), "oneri finanziari" (-154 milioni di euro) e "strumenti derivati" (-46 milioni di euro), indicate separatamente nello schema obbligatorio, sono esposte nette nella voce "oneri finanziari netti" (-101 milioni di euro) del conto economico riclassificato;
• la voce "altri proventi (oneri) operativi" (-1 milioni di euro), indicata separatamente nello schema obbligatorio, è esposta nella voce "acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi" 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" (298 milioni di euro), "svalutazioni nette di attività materiali e immateriali" (14 milioni di euro), "altre variazioni" (8 milioni di euro), "variazione fondo benefici dipendenti" (17 milioni di euro) ed "effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto" (38 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" (375 milioni di euro);
• le voci "imposte sul reddito" (77 milioni di euro), "interessi passivi" (58 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" (132 milioni di euro);

• le voci relative ai "crediti commerciali" (247 milioni di euro), alle variazioni delle "rimanenze" (-1 milione di euro), ai "fondi per rischi e oneri" (-18 milioni di euro), ai "debiti commerciali" (6 milioni di euro), alle "altre attività e passività contrattuali" (-139 milioni di euro) e alle "altre attività e passività" (-116 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" (-21 milioni di euro);
• le voci "interessi incassati" (3 milioni di euro), "dividendi incassati" (1 milione di euro), "imposte sul reddito pagate al netto dei crediti di imposta rimborsati" (-50 milioni di euro) e "interessi pagati" (-62 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" (-108 milioni di euro);
• le voci relative agli investimenti in "attività materiali" (-132 milioni di euro) e "attività immateriali" (-3 milioni di euro), indicate separatamente e incluse nel flusso di cassa degli investimenti nello schema obbligatorio, sono esposte nette nella voce "investimenti tecnici" (-135 milioni di euro);
• le voci "assunzione di debiti finanziari non correnti" (61 milioni di euro), "incremento (decremento) di debiti finanziari correnti" (25 milioni di euro) e "rimborsi di debiti finanziari non correnti" (-83 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" (3 milioni di euro).

Le altre voci sono direttamente riconducibili allo schema obbligatorio.

Glossario

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Termini finanziari

• Beta coefficiente che definisce la misura del rischio sistematico di un'attività finanziaria, ovvero la tendenza del rendimento di un'attività a variare in coerenza con le variazioni del mercato di riferimento. Il beta è definito come rapporto tra la covarianza del rendimento di una specifica attività con il rendimento di mercato, e la varianza del rendimento di mercato.
• CGU Cash Generating Unit (i.e. unità generatrice di flussi finanziari) corrispondente, nell'ambito dell'esecuzione del test di impairment, come il più piccolo gruppo identificabile di attività che genera flussi finanziari in entrata e/o in uscita, derivanti dall'uso continuativo delle attività, ampiamente indipendenti dai flussi finanziari in entrata e/o in uscita generati da altre attività o gruppi di attività.
• Crediti "in bonis" insieme dei crediti di natura commerciale, non scaduti o scaduti da non più di dodici mesi, nei confronti di clienti ritenuti solvibili.
• EBIT (earnings before interest and tax) risultato operativo.
• EBIT adjusted risultato operativo al netto di special items.
• EBITDA (earnings before interest, taxes, depreciation and amortisation) margine operativo lordo.
• EBITDA adjusted margine operativo lordo al netto di special items.
• Headroom (Impairment Loss) eccedenza positiva (o negativa) del valore recuperabile di una CGU sul relativo valore di libro.
• IFRS International Financial Reporting Standards (principi contabili internazionali) emanati dallo IASB (International Accounting Standards Board) e adottati dalla Commissione Europea. Comprendono gli International Financial Reporting Standards (IFRS), gli International Accounting Standards (IAS), le interpretazioni emesse dall'International Financial Reporting Interpretation Committee (IFRIC) e dallo Standing Interpretations Committee (SIC) adottate dallo IASB. La denominazione di International Financial Reporting Standards (IFRS) è stata adottata dallo IASB per i principi emessi successivamente al maggio 2003. I principi emessi antecedentemente hanno mantenuto la denominazione di IAS.
• Leverage misura il grado di indebitamento della società ed è calcolato come rapporto tra l'indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto.
• OECD (Organisation for Economic Co-operation and Development) organizza-

zione per la cooperazione e lo sviluppo economico composta da trentacinque Paesi sviluppati aventi in comune un sistema di governo di tipo democratico e un'economia di mercato.

• OPEC organizzazione dei Paesi esportatori di petrolio.
• ROACE (Return on Average Capital Employed) indice di rendimento del capitale investito calcolato come rapporto tra il risultato netto prima degli interessi di terzi azionisti aumentato degli oneri finanziari netti correlati all'indebitamento finanziario netto, dedotto il relativo effetto fiscale, e il capitale investito netto medio.
• Special items componenti reddituali derivanti da eventi o da operazioni non ricorrenti o non rappresentativi della normale attività di business.
• WACC Weighted Average Cost of Capital (i.e. costo medio ponderato del capitale) calcolato come media ponderata del costo del capitale di debito dell'impresa e del costo del capitale di rischio, definito sulla base della metodologia del Capital Asset Pricing Model (CAPM), in coerenza con il rischio specifico del business di Saipem, misurato dal beta del titolo Saipem.
• Write off cancellazione o riduzione del valore di un asset patrimoniale.

Attività operative

• Acque convenzionali profondità d'acqua inferiori ai 500 metri.
• Acque profonde profondità d'acqua superiori ai 500 metri.
• Buckle detection sistema che, basandosi sull'utilizzo di onde elettromagnetiche, nel corso della posa è in grado di segnalare il collasso o la deformazione della condotta posata sul fondo.
• Bundles fasci di cavi.
• Campi marginali campi petroliferi con scarse risorse sfruttabili o giunti a una fase di declino delle produzione per i quali si cerca di estendere la vita utilizzando tecnologie a basso rischio di costo-efficacia.
• Carbon Capture and Storage tecnologia che permette di catturare il carbonio presente negli effluenti gassosi degli impianti di combustione o di trattamento degli idrocarburi e di stoccarlo a lungo termine in formazioni geologiche sotterranee, riducendo o eliminando così l'emissione in atmosfera di anidride carbonica.

• Central Processing Facility unità produttiva per la prima trasformazione di petrolio e gas.

• Cold stacked impianto inattivo con significativa riduzione del personale e con manutenzione ridotta.

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

delle attività preparatorie per l'avvio degli impianti.

• Fabrication yard cantiere di fabbricazione di strutture offshore.
• Facility servizi, strutture e installazioni ausiliarie necessarie per il funzionamento degli impianti primari.
• Farm out assegnazione del contratto da parte del cliente a un'altra entità per un periodo di tempo determinato.
• FDS (Field Development Ship) mezzo navale combinato, dotato di posizionamento dinamico, con capacità di sollevamento e di posa di condotte sottomarine.
• FEED (Front-end Engineering and Design) ingegneria di base e attività iniziali eseguite prima di iniziare un progetto complesso al fine di valutare aspetti tecnici e permettere una prima stima dei costi di investimento.
• Field Engineer ingegnere di cantiere.
• Flare alta struttura metallica utilizzata per bruciare il gas che si separa dal petrolio nei pozzi di petrolio, quando non è possibile utilizzarlo sul posto o trasportarlo altrove.
• FLNG (Floating Liquefied Natural Gas) impianto galleggiante per il trattamento, la liquefazione e lo stoccaggio del gas, che viene poi trasferito su navi di trasporto verso i mercati di consumo finali.
• Floatover metodo di installazione di moduli di piattaforme marine senza l'esecuzione di operazioni di sollevamento. Un mezzo navale specifico trasporta il modulo da installare, si posiziona internamente ai punti di sostegno, varia il proprio assetto operando sulle casse di zavorra e abbassandosi posa il modulo sui punti di sostegno. Una volta che il modulo è a contatto con i punti di sostegno, il mezzo navale si sfila e si provvede ad assicurare il modulo alla struttura di supporto.
• Flowline tubazione impiegata per il collegamento e il trasporto della produzione dei singoli pozzi a un collettore o a un centro di raccolta o trattamento.
• FPSO vessel sistema galleggiante di produzione, stoccaggio e trasbordo (Floating Production Storage and Offloading), costituito da una petroliera di grande capacità, in grado di disporre di un impianto di trattamento degli idrocarburi di notevole dimensioni. Questo sistema, che viene ormeggiato a prua per mantenere una posizione geostazionaria, è in effetti, una piattaforma temporaneamente fissa, che collega le teste di pozzo sottomarine, mediante collettori verticali (riser) dal fondo del mare, ai sistemi di bordo di trattamento, stoccaggio e trasbordo.
• FPU (Floating Production Unit) unità di produzione galleggiante.
• FSHR (Free Standing Hybrid Risers) sistema che consiste in un tubo verticale di acciaio (detto "riser") che viene mantenuto in tensione da un modulo di galleggiamento posizionato vicino alla superficie del mare, la cui spinta di galleggiamento assicura stabilità. Un tubo flessibile (jumper) collega la parte

superiore del riser a un'unità di produzione galleggiante (FPU), mentre il riser viene ancorato al fondale attraverso un sistema di ancoraggio. Un tubo rigido (riser base jumper) collega la parte inferiore del FSHR fino alla parte terminale della pipeline (PLET).

• FSRU (Floating Storage Re-gassification Unit) terminale galleggiante a bordo del quale il gas naturale liquefatto viene stoccato e poi rigassificato prima del trasporto in condotte.
• Gas export line condotta di esportazione del gas dai giacimenti marini alla terraferma.
• GNL Gas Naturale Liquefatto, ottenuto a pressione atmosferica con raffreddamento del gas naturale a -160 °C. Il gas viene liquefatto per facilitarne il trasporto dai luoghi di estrazione a quelli di trasformazione e consumo. Una tonnellata di GNL corrisponde a circa 1.500 metri cubi di gas.
• GPL Gas di Petrolio Liquefatti, ottenuti in raffineria sia dal frazionamento primario del greggio che da altri processi successivi; gassosi a temperatura ambiente e pressione atmosferica, sono liquefabili per la sola moderata compressione a temperatura ambiente e quindi si immagazzinano quantitativi rilevanti in recipienti metallici di agevole maneggiabilità.
• Grass Root Refinery raffineria costruita ex-novo con una capacità pianificata.
• Gunitatura (concrete coating) rivestimento e zavorramento di condotte posate sul fondo del mare mediante cemento armato in modo da proteggere l'esterno della condotta da urti e corrosioni.
• Hydrocracking (impianto di) impianto all'interno del quale è realizzato il processo di separazione delle grosse molecole di idrocarburi.
• Hydrotesting operazione eseguita con acqua pompata ad alta pressione (più alta della pressione operativa) nelle condotte per verificarne la piena operatività e per assicurare che siano prive di difetti.
• Hydrotreating processo di raffineria avente come scopo il miglioramento delle caratteristiche di una frazione petrolifera.
• Ice Class classificazione per indicare il livello aggiuntivo di potenziamento e altri assetti che consentono a una nave di navigare tra i ghiacci marini.
• International Oil Company compagnie a capitale privato, tipicamente quotate su mercati azionari, coinvolte in diversi modi nelle attività petrolifere upstream e/o downstream.
• Jacket struttura reticolare inferiore di una piattaforma fissata mediante pali a fondo mare.
• Jack-up unità marina mobile di tipo 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.

• Open Book Estimate (OBE) tipologia di contratto dove il prezzo forfettario del progetto (normalmente per impianti chiavi in mano oppure EPC) viene concordato congiuntamente con il cliente, in modo trasparente, dopo la firma del contratto e in una fase avanzata dell'ingegneria di base, sulla base di una stima dei costi complessivi del progetto.

• Pig apparecchiatura che viene utilizzata per pulire, raschiare e ispezionare una condotta.
• Piggy back pipeline pipeline di piccolo diametro, posto al di sopra di un altro pipeline di diametro maggiore, destinato al trasporto di altri prodotti rispetto a quello trasportato dalla linea principale.
• Pile lungo e pesante palo di acciaio che viene infisso nel fondo del mare; l'insieme di più pali costituisce una fondazione per l'ancoraggio di una piattaforma fissa o di altre strutture offshore.
• Pipe-in-pipe condotta sottomarina, formata da due tubazioni coassiali, per il trasporto di fluidi caldi (idrocarburi). Il tubo interno ha la funzione di trasportare il fluido. Nell'intercapedine tra i due tubi si trova del materiale coibente per ridurre lo scambio termico con l'ambiente esterno. Il tubo esterno assicura la protezione meccanica dalla pressione dell'acqua.
• Pipe-in-pipe forged end terminazione forgiata di un doppio tubo coassiale.
• Pipelayer mezzo navale per posa di condotte sottomarine.
• Pipeline sistema per il trasporto di greggio, di prodotti petroliferi e di gas naturale costituito da una condotta principale e dai relativi apparati e macchine ausiliarie.
• Pipe Tracking System (PTS) sistema informatico volto ad assicurare la completa tracciabilità dei componenti di una condotta sottomarina installata durante l'esecuzione di un progetto.
• Piping and Instrumentation Diagram (P&ID) schema che rappresenta tutte le apparecchiature, le tubazioni, la strumentazione con le relative valvole di blocco e di sicurezza di un impianto.
• Pre Assembled Rack (PAR) travi per il sostegno delle tubazioni.
• 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 attrezza-

ture accessorie per le operazioni di discesa, risalita e rotazione della batteria di perforazione e per il pompaggio del fango.

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

• Subsea processing attività svolta nell'ambito dello sviluppo di campi di petrolio e/o gas naturale in mare e legata alla strumentazione e alle tecnologie necessarie per l'estrazione, il trattamento e il trasporto di tali fluidi sotto il livello del mare.

• Subsea tiebacks collegamento di nuovi campi petroliferi a strutture fisse o flottanti già esistenti.

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• 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, contrattualmente 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.

BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATO

Stato patrimoniale			31.12.2018	30.06.2019
		di cui verso			di cui verso
(milioni di euro)	Nota (1)	Totale	parti correlate (2)	Totale	parti correlate (2)
ATTIVITÀ
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti	(N. 6)	1.674		1.737
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a OCI	(N. 7)	86		78
Altre attività finanziarie correnti	(N. 8)	34	2	35	2
Attività finanziarie correnti per leasing	(N.16)	-		4
Crediti commerciali e altri crediti	(N. 9)	2.610	756	2.475	990
Rimanenze	(N. 10)	303		304
Attività contrattuali	(N. 10)	1.086		1.244
Attività per imposte sul reddito correnti	(N. 11)	201		211
Attività per altre imposte correnti	(N. 12)	117		151
Altre attività correnti	(N. 13 e 31)	100	-	109	-
Totale attività correnti		6.211		6.348
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari	(N. 14)	4.326		4.222
Attività immateriali	(N. 15)	702		699
Diritto di utilizzo di attività in leasing	(N. 16)	-		531
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	(N. 17)	119		113
Altre partecipazioni	(N. 17)	-		-
Altre attività finanziarie non correnti	(N. 18)	-		68
Attività finanziarie non correnti per leasing	(N. 16)	-		13
Attività per imposte anticipate	(N. 19)	250		265
Altre attività non correnti	(N. 20 e 31)	67	1	62	1
Totale attività non correnti		5.464		5.973
Attività destinate alla vendita	(N. 32)	2		-
TOTALE ATTIVITÀ		11.677		12.321
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività finanziarie a breve termine	(N. 25)	80		109
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine	(N. 25)	225		234
Quota a breve delle passività per leasing	(N. 16)	-		140
Debiti commerciali e altri debiti	(N. 21)	2.674	49	2.738	31
Passività contrattuali	(N. 21)	1.205	292	1.227	313
Passività per imposte sul reddito correnti	(N. 22)	46		56
Passività per altre imposte correnti	(N. 23)	108		110
Altre passività correnti	(N. 24 e 31)	92	-	90	-
Totale passività correnti		4.430		4.704
Passività non correnti
Passività finanziarie a lungo termine	(N. 25)	2.646		2.615
Passività per leasing a lungo termine	(N. 16)	-	-	408	3
Fondi per rischi e oneri	(N. 27)	330		308
Fondi per benefici ai dipendenti	(N. 28)	208		224
Passività per imposte differite	(N. 29)	18		30
Altre passività non correnti	(N. 30 e 31)	9		3
Totale passività non correnti		3.211		3.588
TOTALE PASSIVITÀ		7.641		8.292
PATRIMONIO NETTO
Capitale e riserve di terzi azionisti	(N. 33)	74		38
Patrimonio netto di Saipem:	(N. 33)	3.962		3.991
- capitale sociale	(N. 33)	2.191		2.191
- riserva sopraprezzo delle azioni	(N. 33)	553		553
- altre riserve	(N. 33)	(122)		(57)
- utili relativi a esercizi precedenti		1.907		1.385
- utile (perdita) del periodo		(472)		14
- riserva negativa per azioni proprie in portafoglio	(N. 33)	(95)		(95)
Totale patrimonio netto di Gruppo		4.036		4.029
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO		11.677		12.321

(1) Le note illustrative costituiscono parte integrante del presente bilancio consolidato semestrale abbreviato.

(2) Per il dettaglio "di cui verso parti correlate" si veda la nota 44 "Rapporti con parti correlate".

Conto economico
	Primo semestre 2018		Primo semestre 2019
		di cui verso		di cui verso
(milioni di euro) Nota	Totale	parti correlate (1)	Totale	parti correlate (1)
RICAVI
Ricavi della gestione caratteristica (N. 36)	3.798	1.018	4.519	1.047
Altri ricavi e proventi (N. 36)	6		8
Totale ricavi	3.804		4.527
Costi operativi
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (N. 37)	(2.661)	(31)	(3.097)	(4)
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti (N. 37)	3		(22)
Costo del lavoro (N. 37)	(738)		(835)
Ammortamenti e svalutazioni (N. 37)	(484)		(312)
Altri proventi (oneri) operativi (N. 37)	2		1
RISULTATO OPERATIVO	(74)		262
Proventi (oneri) finanziari
Proventi finanziari	127		99
Oneri finanziari	(152)		(154)
Strumenti derivati	(55)		(46)
Totale proventi (oneri) finanziari (N. 38)	(80)		(101)
Proventi (oneri) su partecipazioni
Effetto della valutazione con il metodo del patrimonio netto	(49)		(38)
Altri proventi (oneri) su partecipazioni	-		-
Totale proventi (oneri) su partecipazioni (N. 39)	(49)		(38)
RISULTATO ANTE IMPOSTE	(203)		123
Imposte sul reddito (N. 40)	(95)		(77)
UTILE (PERDITA) DEL PERIODO	(298)		46
di competenza:
- Saipem	(323)		14
- terzi azionisti (N. 41)	25		32
Utile (perdita) per azione sull'utile netto di competenza Saipem (ammontare in euro per azione)
Utile (perdita) per azione semplice (N. 42)	(0,3243)		0,0141

(1) Per il dettaglio "di cui verso parti correlate" si veda la nota 44 "Rapporti con parti correlate".

Prospetto del conto economico complessivo

(milioni di euro)	Primo semestre 2018	Primo semestre 2019
Utile (perdita) del periodo	(298)	46
Altre componenti del conto economico complessivo
Componenti non riclassificabili a conto economico
Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti	-	-
Variazione fair value partecipazioni con effetti a OCI	-	-
Quota di pertinenza delle "altre componenti del conto economico complessivo" delle partecipazioni valutate secondo il metodo del patrimonio netto afferenti rivalutazioni di piani a benefici definiti	-	-
Effetto fiscale relativo alle componenti non riclassificabili	-	-
Componenti riclassificabili a conto economico
Variazione del fair value derivati di copertura cash flow hedge	(80)	21
Variazione fair value delle attività finanziarie, diverse dalle partecipazioni, con effetti a OCI	(1)	1
Variazione differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro	21	9
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	13	(4)
Totale altre componenti del conto economico complessivo, al netto dell'effetto fiscale	(47)	27
Totale utile (perdita) complessivo del periodo	(345)	73
Di competenza:
- Gruppo Saipem	(371)	40
- terzi azionisti	26	33

Prospetto delle variazioni nelle voci del patrimonio netto

	Patrimonio di pertinenza degli Azionisti della controllante
(milioni di euro)	Capitale sociale	per soprapprezzo delle azioni Riserva	Altre riserve	Riserva legale	Riserva per acquisto azioni proprie	Riserva partecipazioni valutate al fair value	Riserva cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	al netto dell'effetto fiscale disponibili per la vendita di strumenti finanziari Riserva di fair value	differenze cambio da conversione Riserva per	per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale a benefici definiti Riserva per piani	Utili (perdite) relativi a esercizi precedenti	Utile (perdita) del periodo	Riserva negativa in portafoglio per azioni	Totale	Capitale e riserve di terzi azionisti	patrimonio netto Totale
Saldi al 31 dicembre 2017	2.191	1.049	2	88	-	1	41	(1)	(154)	(21)	1.786	(328)	(96)	4.558	41	4.599
Modifiche criteri contabili - Applicazione IFRS 9	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(28)	-	-	(28)	-	(28)
Modifiche criteri contabili
- Applicazione IFRS 15 Saldo modifiche criteri contabili	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	(20) (48)	- -	- -	(20) (48)	- -	(20) (48)
Saldi al 1° gennaio 2018	2.191	1.049	2	88	-	1	41	(1)	(154)	(21)	1.738	(328)	(96)	4.510	41	4.551
Utile (perdita) primo semestre 2018 Altre componenti	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(323)	-	(323)	25	(298)
del conto economico complessivo Componenti non riclassificabili
a conto economico Rivalutazioni di piani a benefici definiti
per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Variazione fair value partecipazioni con effetti a OCI	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Quota di pertinenza delle "altre componenti del conto economico complessivo" delle partecipazioni valutate secondo il metodo del patrimonio netto afferenti rivalutazioni di piani a benefici definiti al netto dell'effetto fiscale	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Totale	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Componenti riclassificabili a conto economico
Variazione del fair value derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	-	-	-	-	-	-	(67)	-	-	-	-	-	-	(67)	-	(67)
Variazione fair value delle attività finanziarie,
diverse dalle partecipazioni, con effetti a OCI Differenze cambio da conversione	-	-	-	-	-	-	-	(1)	-	-	-	-	-	(1)	-	(1)
dei bilanci in moneta diversa dall'euro Quota di pertinenza delle "altre componenti del conto economico complessivo" delle partecipazioni valutate secondo	-	-	-	-	-	-	-	-	26	-	(6)	-	-	20	1	21
il metododel patrimonio netto Totale	-	-	-	-	-	-	- (67)	- (1)	- 26	- -	- (6)	- -	- -	- (48)	- 1	- (47)
Totale utile (perdita) complessivo primo semestre 2018							(67)	(1)	26	-	(6)	(323)	-	(371)	26	(345)
Operazioni con gli Azionisti
Dividendi distribuiti primo semestre 2018 Riporto a nuovo utile (perdita)	- -	- (496)	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- 168	- 328	- -	- -	(8) -	(8) -
Aumento (riduzione) capitale sociale	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Capitalizzazione costi aumento capitale sociale al netto delle imposte	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Acquisto azioni proprie	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Totale Altri movimenti di patrimonio netto	-	(496)	-	-	-	-	-	-	-	-	168	328	-	-	(8)	(8)
Rilevazione fair value da piani di incentivazione	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	4	-	1	5	-	5
Altre variazioni Operazioni under common control	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	(4) -	- -	- -	(4) -	- -	(4) -
Totale	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1	1	-	1
Saldi al 30 giugno 2018 Utile (perdita) secondo semestre 2018	2.191 -	553 -	2 -	88 -	- -	1 -	(26) -	(2) -	(128) -	(21) -	1.900 -	(323) (149)	(95) -	4.140 (149)	59 37	4.199 (112)
Altre componenti del conto
economico complessivo Componenti non riclassificabili a conto economico
Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Variazione fair value partecipazioni con effetto a OCI	-	-	-	-	-	(1)	-	-	-	-	-	-	-	(1)	-	(1)
Quota di pertinenza delle "altre componenti del conto economico complessivo" delle partecipazioni valutate secondo il metododel patrimonio netto afferenti rivalutazioni di piani a benefici
definiti al netto dell'effetto fiscale	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Totale Componenti riclassificabili	-	-	-	-	-	(1)	-	-	-	-	-	-	-	(1)	-	(1)
a conto economico Variazione del fair value derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	-	-	-	-	-	-	(15)	-	-	-	-	-	-	(15)	-	(15)

segue Prospetto delle variazioni nelle voci del patrimonio netto

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Patrimonio di pertinenza degli Azionisti della controllante

(milioni di euro)	Capitale sociale	per soprapprezzo delle azioni Riserva	Altre riserve	Riserva legale	Riserva per acquisto azioni proprie	Riserva partecipazioni valutate al fair value	Riserva cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	al netto dell'effetto fiscale disponibili per la vendita di strumenti finanziari Riserva di fair value	differenze cambio da conversione Riserva per	per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale a benefici definiti Riserva per piani	Utili (perdite) relativi a esercizi precedenti	Utile (perdita) del periodo	Riserva negativa in portafoglio per azioni	Totale	Capitale e riserve di terzi azionisti	patrimonio netto Totale
Differenze cambio da conversione
dei bilanci in moneta diversa dall'euro Quota di pertinenza delle "altre componenti del conto economico complessivo" delle partecipazioni valutate secondo il metodo del patrimonio netto	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	20 -	- -	(2) -	- -	- -	18 -	1 -	19 -
Variazioni al fair value strumenti finanziari
disponibili per la vendita al netto dell'effetto fiscale Totale	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- (15)	- -	- (20)	- -	- (2)	- -	- -	- 3	- 1	- 4
Totale utile (perdita) complessivo
secondo semestre 2018	-	-	-	-	-	(1)	(15)	-	(20)	-	(2)	(149)	-	(147)	38	(109)
Operazioni con gli Azionisti
Dividendi distribuiti secondo semestre 2018	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Acquisto interessenze di terzi	-	-	(41)	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(41)	(23)	(64)
Acquisto azioni proprie Totale	- -	- -	- (41)	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- (41)	- (23)	- (64)
Altri movimenti di patrimonio netto
Rilevazione fair value da piani di incentivazione	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	10	-	-	10	-	10
Altre variazioni	-	-	-	-	-	-	1	(1)	1	-	(1)	-	-	-	-	-
Operazioni under common control	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Totale	-	-	-	-	-	-	1	(1)	1	-	9	-	-	10	-	10
Saldi al 31 dicembre 2018	2.191	553	(39)	88	-	-	(40)	(3)	(107)	(21)	1.907	(472)	(95)	3.962	74	4.036
Utile (perdita) complessivo primo semestre 2019	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	14	-	14	32	46
Altre componenti del conto economico complessivo
Componenti non riclassificabili a conto economico
Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Variazione fair value partecipazioni con effetti a OCI	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Quota di pertinenza delle "altre componenti del conto economico complessivo" delle partecipazioni valutate secondo il metodo del patrimonio netto afferenti rivalutazioni di piani a benefici definiti al netto dell'effetto fiscale	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Totale	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Componenti riclassificabili a conto economico
Variazione del fair value derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	-	-	-	-	-	-	17	-	-	-	-	-	-	17	-	17
Variazione fair value delle attività finanziarie, diverse dalle partecipazioni, con effetti a OCI Differenze cambio da conversione	-	-	-	-	-	-	-	1	-	-	-	-	-	1	-	1
dei bilanci in moneta diversa dall'euro	-	-	-	-	-	-	-	-	54	-	(46)	-	-	8	1	9
Quota di pertinenza delle "altre componenti del conto economico complessivo" delle partecipazioni valutate
secondo il metodo del patrimonio netto Totale	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- 17	- 1	- 54	- -	- (46)	- -	- -	- 26	- 1	- 27
Totale utile (perdita)
complessivo primo semestre 2019	-	-	-	-	-	-	17	1	54		(46)	14	-	40	33	73
Operazioni con gli Azionisti
Dividendi distribuiti primo semestre 2019 Riporto a nuovo utile (perdita)	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- (472)	- 472	- -	- -	(62) -	(62) -
Aumento (riduzione) capitale sociale	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Acquisto interessenze di terzi	-	-	(7)	-	-	-	-	-	(1)	-	-	-	-	(8)	(7)	(15)
Acquisto azioni proprie	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Totale	-	-	(7)	-	-	-	-	-	(1)	-	(472)	472	-	(8)	(69)	(77)
Altri movimenti di patrimonio netto Rilevazione fair value da piani di incentivazione	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(3)	-	-	(3)	-	(3)
Altre variazioni	-	-	-	-	-	-	-	-	1	-	(1)	-	-	-	-	-
Operazioni under common control	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Totale	-	-	-	-	-	-	-	-	1	-	(4)	-	-	(3)	-	(3)
Saldi al 30 giugno 2019	2.191	553	(46)	88	-	-	(23)	(2)	(53)	(21)	1.385	14	(95)	3.991	38	4.029

Rendiconto finanziario

(milioni di euro)	Nota	Primo semestre 2018	Primo semestre 2019
Utile (perdita) del periodo di Gruppo		(323)	14
Risultato di pertinenza di terzi azionisti		25	32
Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) del periodo al flusso di cassa da attività operativa:
- ammortamenti	(N. 37)	228	298
- svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali e immateriali	(N. 37)	256	14
- effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto	(N. 39)	49	38
- (plusvalenze) minusvalenze nette su cessioni di attività		1	(5)
- interessi attivi		(3)	(3)
- interessi passivi		46	58
- imposte sul reddito	(N. 40)	95	77
- altre variazioni		(38)	8
Variazioni del capitale di periodo:
- rimanenze		14	(1)
- crediti commerciali		(121)	247
- debiti commerciali		(49)	6
- fondi per rischi e oneri		(20)	(18)
- attività e passività contrattuali		152	(139)
- altre attività e passività		70	(116)
Flusso di cassa del capitale di periodo		46	(21)
Variazione fondo per benefici ai dipendenti		9	17
Dividendi incassati		1	1
Interessi incassati		3	3
Interessi pagati		(43)	(62)
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati		(64)	(50)
Flusso di cassa netto da attività operativa		288	419
di cui verso parti correlate	(N. 44)	533	812
Investimenti:
- attività materiali	(N. 14)	(308)	(132)
- attività immateriali	(N. 15)	(5)	(3)
- partecipazioni	(N. 17)	-	(35)
- titoli		-	-
- crediti finanziari		-	-
Flusso di cassa degli investimenti		(313)	(170)
Disinvestimenti:
- attività materiali		-	8
- imprese uscite dall'area di consolidamento e rami d'azienda		-	-
- partecipazioni		-	2
- titoli		-	9
- crediti finanziari		-	-
Flusso di cassa dei disinvestimenti		-	19

segue Rendiconto finanziario

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(milioni di euro)	Nota	Primo semestre 2018	Primo semestre 2019
Flusso di cassa netto da attività di investimento (1)		(313)	(151)
di cui verso parti correlate	(N. 44)	-	-
Assunzione di debiti finanziari non correnti		110	61
Rimborsi di debiti finanziari non correnti		(131)	(83)
Rimborsi di passività per beni in leasing		-	(62)
Incremento (decremento) di debiti finanziari correnti		(50)	25
		(71)	(59)
Apporti netti di capitale proprio da terzi		-	-
Cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in imprese consolidate			(15)
Dividendi pagati		(15)	(62)
Cessione (acquisto) di azioni proprie		-	-
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento		(86)	(136)
di cui verso parti correlate	(N. 44)	-	-
Effetto delle variazioni dell'area di consolidamento		-	-
Effetto delle differenze di cambio da conversione
e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti		15	(69)
Flusso di cassa netto del periodo		(96)	63
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo	(N. 6)	1.751	1.674
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo	(N. 6)	1.655	1.737

(1) 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 2018	Primo semestre 2019
Investimenti finanziari:
- titoli	-	-
- crediti finanziari	-	-
Disinvestimenti finanziari:
- titoli	-	9
- crediti finanziari	-	-
Flusso di cassa netto degli investimenti/disinvestimenti relativi all'attività finanziaria	-	9

Per l'informativa richiesta dallo IAS 7 si veda la nota 25 "Passività finanziarie".

Indice Note al bilancio consolidato semestrale abbreviato

Nota 1	Criteri di redazione	Pag.	83
Nota 2	Stime contabili e giudizi significativi	Pag.	85
Nota 3	Modifica dei criteri contabili	Pag.	85
Nota 4	Area di consolidamento al 30 giugno 2019	Pag.	88
Nota 5	Riepilogo effetti prima adozione IFRS 16	Pag.	94
Nota 6	Disponibilità liquide ed equivalenti	Pag.	94
Nota 7	Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a OCI	Pag.	95
Nota 8	Altre attività finanziarie correnti	Pag.	95
Nota 9	Crediti commerciali e altri crediti	Pag.	96
Nota 10	Rimanenze e attività contrattuali	Pag.	96
Nota 11	Attività per imposte sul reddito correnti	Pag.	97
Nota 12	Attività per altre imposte correnti	Pag.	97
Nota 13	Altre attività correnti	Pag.	97
Nota 14	Immobili, impianti e macchinari	Pag.	98
Nota 15	Attività immateriali	Pag. 100
Nota 16	Diritto di utilizzo di attività in leasing, attività e passività finanziarie per leasing	Pag. 102
Nota 17	Partecipazioni	Pag. 102
Nota 18	Altre attività finanziarie non correnti	Pag. 103
Nota 19	Attività per imposte anticipate	Pag. 103
Nota 20	Altre attività non correnti	Pag. 104
Nota 21	Debiti commerciali, altri debiti e passività contrattuali	Pag. 104
Nota 22	Passività per imposte sul reddito correnti	Pag. 105
Nota 23	Passività per altre imposte correnti	Pag. 105
Nota 24	Altre passività correnti	Pag. 105
Nota 25	Passività finanziarie	Pag. 105
Nota 26	Analisi dell'indebitamento finanziario netto	Pag. 107
Nota 27	Fondi per rischi e oneri	Pag. 107
Nota 28	Fondi per benefici ai dipendenti	Pag. 108
Nota 29	Passività per imposte differite	Pag. 108
Nota 30	Altre passività non correnti	Pag. 108
Nota 31	Strumenti finanziari derivati	Pag. 109
Nota 32	Attività destinate alla vendita	Pag. 110
Nota 33	Patrimonio netto	Pag. 110
Nota 34	Altre informazioni	Pag. 112
Nota 35	Garanzie, impegni e rischi	Pag. 112
Nota 36	Ricavi	Pag. 125
Nota 37	Costi operativi	Pag. 126
Nota 38	Proventi (oneri) finanziari	Pag. 129
Nota 39	Proventi (oneri) su partecipazioni	Pag. 129
Nota 40	Imposte sul reddito	Pag. 130
Nota 41	Utile di terzi azionisti	Pag. 130
Nota 42	Utile (perdita) per azione	Pag. 130
Nota 43	Informazioni per settore di attività e per area geografica	Pag. 131
Nota 44	Rapporti con parti correlate	Pag. 132
Nota 45	Eventi e operazioni significativi e non ricorrenti	Pag. 138
Nota 46	Transazioni derivanti da operazioni atipiche e inusuali	Pag. 138
Nota 47	Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo	Pag. 138
Nota 48	Altre informazioni: Delibera Consob n. 20324 e n. 20828	Pag. 138

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".

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Nel bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2019 sono applicati gli stessi principi di consolidamento e gli stessi criteri di valutazione illustrati in sede di redazione della Relazione finanziaria annuale 2018, cui si fa rinvio, fatta eccezione per le disposizioni dell'IFRS 16 "Leases" e per le altre modifiche ai principi contabili internazionali entrate in vigore dal 1° gennaio 2019 illustrate nella sezione "Principi contabili di recente emanazione" di detta Relazione.

L'IFRS 16 definisce un modello unico di rilevazione dei contratti di leasing basato sulla rilevazione in capo al locatario (lessee) di un asset rappresentativo del diritto di utilizzo del bene ("Right of Use") in contropartita a una passività rappresentativa dell'obbligazione a eseguire i pagamenti previsti dal contratto ("Lease liability").

Il "Right of Use" alla commencement date, data alla quale il bene è reso disponibile all'uso, è inizialmente valutato al costo e deriva dalla sommatoria delle seguenti componenti:

• l'ammontare iniziale della "Lease liability";
• i pagamenti dovuti per il leasing effettuati alla o prima della data di decorrenza al netto di eventuali incentivi per il leasing ricevuti;
• i costi diretti iniziali sostenuti dal locatario;
• la stima dei costi che il locatario prevede di sostenere per lo smantellamento e la rimozione dell'attività sottostante e per il ripristino del sito in cui è ubicata o per il ripristino dell'attività sottostante nelle condizioni previste dai termini e

dalle condizioni stabilite nel contratto di leasing. Successivamente alla rilevazione iniziale, il "Right of Use" è ridotto per le quote di ammortamento cumulate, delle eventuali perdite di valore e degli effetti connessi a eventuali rideterminazioni della "Lease liability".

Le quote di ammortamento sono costanti e seguono la durata del contratto, tenendo conto delle opzioni di rinnovo/termine di cui è altamente probabile l'esercizio. Solo se il leasing prevede l'esercizio di un'opzione di acquisto ragionevolmente certa il "Right of Use" asset è ammortizzato sistematicamente lungo la vita utile dell'asset sottostante.

L'IFRS 16 prevede che, in presenza di contratti di sub-leasing, il locatario in veste di locatore intermedio deve procedere a classificare il sub-leasing come operativo se il leasing principale è a breve termine, rilevando i ricavi relativi in conto economico. Diversamente, deve essere classificato con riferimento all'attività consistente nel diritto di utilizzo derivante dal leasing principale, piuttosto che facendo riferimento all'attività sottostante, ovvero con riferimento alla durata del contratto di sub-leasing: se questa copre la maggior parte o la totalità della durata del contratto principale, il sub-leasing deve essere considerato di natura finanzaria, contabilizzando un credito finanziario in sostituzione, totale o parziale, del "Right of Use" rinveniente dal leasing principale.

In base all'IFRS 16 la "Lease liability" è inizialmente rilevata al valore attuale dei pagamenti dovuti per il leasing non ancora effettuati alla commencement date, che comprendono:

• i pagamenti fissi che saranno corrisposti con ragionevole certezza, al netto di eventuali incentivi al leasing da ricevere;
• i pagamenti variabili dovuti che dipendono da un indice o un tasso (i pagamenti variabili quali i canoni basati sull'utilizzo del bene locato, non sono inclusi nella "Lease liability", ma rilevati a conto economico come costi operativi lungo la durata del contratto di leasing);
• gli eventuali importi che si prevede di pagare a titolo di garanzia del valore residuo concessa al locatore;
• il prezzo di esercizio dell'opzione di acquisto, se il locatario è ragionevolmente certo di esercitarla;
• i pagamenti di penalità per la risoluzione del leasing, se il locatario è ragionevolmente certo di esercitare tale opzione.

Il valore attuale dei suddetti pagamenti è calcolato adottando un tasso di sconto pari al tasso d'interesse implicito del leasing, ovvero, qualora questo non fosse facilmente determinabile, utilizzando il tasso di finanziamento incrementale del locatario. Il tasso di finanziamento incrementale del locatario è definito tenendo conto della periodicità e della durata dei pagamenti previsti dal contratto di leasing, della valuta nella quale sono denominati e delle caratteristiche dell'ambiente economico del locatario.

Successivamente alla rilevazione iniziale, la "Lease liability" è valutata al costo ammortizzato (ovvero aumentando il suo valore contabile per tener conto degli interessi sulla passività e diminuendolo per tener conto dei pagamenti effettuati) utilizzando il tasso di interesse effettivo ed è rideterminata, in contropartita al valore di iscrizione del "Right of Use" correlato, per tenere conto di eventuali modifiche del leasing a seguito di rinegoziazioni contrattuali, variazioni di indici o tassi, modifiche relative all'esercizio delle opzioni contrattualmente previste di rinnovo, recesso anticipato o acquisto del bene locato.

Il nuovo principio elimina per il locatario la classificazione dei leasing come operativi o finanziari, con limitate eccezioni di applicazione del trattamento contabile (imputazione dei canoni di leasing a con-

to economico per competenza per i leasing rispondenti ai requisiti per essere considerati come "short-term" o "low-value").

Per i bilanci dei locatori (lessor) è invece mantenuta la distinzione tra leasing operativi e finanziari. Coerentemente con le disposizioni dello IAS 34, le note al bilancio sono presentate in forma sintetica, mentre gli schemi di bilancio sono presentati in forma completa, in linea con le disposizioni dello IAS 1 "Presentazione del bilancio". Le variazioni intervenute negli schemi di bilancio a seguito dell'applicazione dell'IFRS 16 sono indicate nella nota 3 "Modifiche dei criteri contabili".

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 2019, approvato dal Consiglio di Amministrazione di Saipem nella riunione del 24 luglio 2019, è sottoposto a revisione contabile limitata da parte della KPMG 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 31.12.2018 Cambio	al 30.06.2019 Cambio	Cambio medio 2019
USA dollaro	1,145	1,138	1,1298
Regno Unito lira sterlina	0,89453	0,89655	0,87363
Algeria dinaro	135,4881	135,1447	134,4534
Angola kwanza	353,021	387,267	361,777
Arabia Saudita riyal	4,2938	4,2675	4,2367
Argentina peso	43,1593	48,5678	46,8002
Australia dollaro	1,622	1,6244	1,6003
Brasile real	4,444	4,3511	4,3417
Canada dollaro	1,5605	1,4893	1,5069
Croazia kuna	7,4125	7,3973	7,42
Egitto lira	20,5108	19,0006	19,5659
Ghana nuovo cedi	5,6218	6,2015	5,9183
India rupia	79,7298	78,524	79,124
Indonesia rupia	16.500	16.083,35	16.039,1
Kazakhstan tenge	437,52	433	428,6
Malesia ringgit	4,7317	4,7082	4,6545
Nigeria naira	350,9425	348,6832	346,1659
Norvegia corona	9,9483	9,6938	9,7304
Perù new sol	3,863	3,7448	3,755
Qatar riyal	4,1678	4,1423	4,1124
Romania nuovo leu	4,6635	4,7343	4,7418
Russia rublo	79,7153	71,5975	73,7444
Singapore dollaro	1,5591	1,5395	1,5356
Svizzera franco	1,1269	1,1105	1,1295

Stime contabili e giudizi significativi 2

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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 e ai giudizi significativi operati dalla Direzione Aziendale si fa rinvio a quanto indicato nella Relazione finanziaria annuale 2018, a cui si aggiungono quelle riferite alla determinazione della durata dei leasing contenenti opzioni di rinnovo o di risoluzione, nonché per la determinazione del tasso di attualizzazione da utilizzare per la determinazione della "Lease liability".

Inoltre in tema di impairment test l'IFRS 16 prescrive, per il locatario, che il "Right of Use" relativo ai beni condotti in leasing sia sottoposto al test per valutare eventuali riduzioni di valore ai sensi dello IAS 36, analogamente agli altri asset aziendali di proprietà. Di conseguenza, in presenza di indicatori di perdita di valore, occorre determinare se il "Right of Use" può essere testato su base stand-alone o a livello di CGU.

Con riferimento alla verifica di recuperabilità del "Right of Use" è necessario considerare: (i) in sede di prima applicazione, la tenuta dei valori di iscrizione in funzione dell'assenza (o meno) di fondi per contratti onerosi relativi ai contratti di leasing in essere; (ii) l'allocazione alle CGU di appartenenza delle attività per "Right of Use" dei beni in leasing; (iii) la durata del contratto di leasing sottostante rispetto all'orizzonte temporale considerato nella determinazione dei flussi di cassa della CGU; (iv) il valore d'uso di una CGU che contiene un "Right of Use".

A valle dell'esame delle varie opzioni al momento disponibili in letteratura, Saipem ha ritenuto opportuno includere il "Right of Use" al netto della relativa "Lease liability" all'interno della CGU oggetto di valutazione e determinare il value in use considerando gli esborsi per i canoni di leasing utilizzando un tasso di attualizzazione ante IFRS 16.

Modifica dei criteri contabili

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Rispetto a quanto indicato nella Relazione finanziaria annuale 2018, a cui si rinvia, non vi sono state modifiche nei criteri contabili, ad eccezione delle modifiche intervenute in conseguenza della prima adozione del principio contabile internazionale IFRS 16 "Leases" entrato in vigore dal 1° gennaio 2019 e sopra illustrato nel paragrafo "Criteri di redazione".

L'accounting del nuovo principio prevede per il locatario l'esposizione:

• nello stato patrimoniale: (i) delle attività rappresentative del diritto d'uso del bene ("Right of Use") rilevate da Saipem in un'apposita voce "Diritto di utilizzo da attività in leasing" distinta dalle attività materiali e immateriali, e dei crediti finanziari relativi ai contratti di sub-leasing di natura finanziaria rilevati da Saipem in un'apposita voce "Attività finanziarie per leasing"; (ii) delle passività finanziarie relative all'obbligazione a effettuare i pagamenti previsti dal contratto ("Lease liability") rilevate da Saipem in un'apposita voce "Passività per leasing";
• nel conto economico: degli ammortamenti dell'attività per diritto d'uso (tra i costi operativi) e degli interessi passivi maturati sulla "Lease liability" (nella sezione finanziaria) se non oggetto di capitalizzazione (rispetto ai canoni per leasing operativi rilevati tra i costi operativi in base al precedente IAS 17) dandone separata evidenza nelle Note illustrative. Nel conto economico sono inoltre rilevati i canoni relativi ai contratti di leasing che rispondono ai requisiti di breve durata ("short-term") e di modico valore ("low-value"), e i pagamenti variabili legati all'utilizzo di asset, non inclusi nella determinazione del "Right of Use/Lease liability";
• nel rendiconto finanziario si determinano i seguenti effetti: (a) una modifica del flusso di cassa netto da attività operativa che non accoglie più i pagamenti per canoni di leasing, ma gli esborsi per interessi passivi sulla "Lease liability" non oggetto di capitalizzazione; (b) una modifica del flusso di cassa netto da attività di investimento che non accoglie più i pagamenti relativi a canoni di leasing capitalizzati su attività materiali e immateriali, ma solo gli esborsi per interessi passivi sulla "Lease liability" oggetto di capitalizzazione; (c) una modifica del flusso di cassa netto da attività di finanziamento che accoglie gli esborsi connessi al rimborso della quota capitale della "Lease liability".

L'applicazione del nuovo principio ha comportato impatti significativi sulla situazione patrimoniale, economica e sui flussi di cassa del Gruppo in conseguenza:

• (i) di un incremento delle immobilizzazioni per il diritto d'uso degli asset tra le attività;
• (ii) di un impatto sull'indebitamento finanziario netto, derivante dall'incremento delle passività finanziarie per debiti sui leasing;
• (iii) di un incremento dell'EBITDA, e in misura minore dell'EBIT, per via dello storno dei canoni di leasing attualmente inclusi nei costi operati-

vi, e di un contestuale aumento degli ammortamenti;

• (iv) di una marginale variazione del risultato netto per effetto della rilevazione degli oneri finanziari;
• (v) di un miglioramento del flusso di cassa netto da attività operativa che non accoglie più i pagamenti per canoni di leasing non oggetto di capitalizzazione, ma gli esborsi per interessi passivi sulla "Lease liability" non oggetto di capitalizzazione;
• (vi) di un peggioramento del flusso di cassa netto da attività di finanziamento che accoglie gli esborsi connessi al rimborso della "Lease liability".

Per i dettagli si rimanda alle apposite sezioni della "Relazione intermedia sulla gestione" e delle "Note illustrative al bilancio consolidato semestrale abbreviato" che riepilogano gli effetti derivanti dalla prima adozione del nuovo principio.

Le principali fattispecie contrattuali relative ai beni in leasing, collegate a specifiche categorie di asset che interessano la maggior parte della realtà del Gruppo, sono le seguenti:

• mezzi navali per lo svolgimento di progetti della Divisione Engineering & Construction Offshore;
• contratti di affitto di immobili;
• aree industriali e yard di fabbricazione a supporto di progetti della Divisione Engineering & Construction Onshore;
• auto e dotazioni di ufficio.

La complessità delle fattispecie contrattuali, nonché la loro durata ultrannuale, ha richiesto l'esercizio di un complesso giudizio professionale da parte della Direzione Aziendale per la definizione delle assunzioni da adottare ai fini della determinazione degli impatti connessi con le nuove disposizioni del principio. In particolare, le principali assunzioni adottate hanno riguardato:

• la valutazione dei periodi coperti da opzioni di estensione o di terminazione anticipata ai fini della determinazione della durata del contratto di leasing;
• l'identificazione dei pagamenti variabili e delle loro caratteristiche ai fini della stima per l'inclusione, o meno (ai sensi delle disposizioni dell'IFRS 16, i pagamenti variabili legati all'utilizzo del bene o al fatturato sono imputati a conto economico e pertanto non partecipano alla determinazione della "Lease liability/Right of Use" asset), nella determinazione della "Lease liability" e del "Right of Use" asset;
• il tasso di attualizzazione utilizzato per la determinazione della "Lease liability" rappresentato dal tasso di finanziamento incrementale del locatario. Tale tasso è stato definito tenendo conto della durata dei contratti di leasing, della valuta nella quale sono denominati e delle caratteristiche dell'ambiente economico in cui operano i lessee, definito sulla base del country risk premium attribuito ai singoli Paesi in cui opera Saipem. Il valore attuale dei pagamenti ancora dovuti per il leasing è determinato adot-

tando un tasso di sconto che riflette il tasso di finanziamento incrementale di Saipem ed è definito sulla base della curva benchmark spot Euro aggiustata per il rischio Saipem. Il tasso è definito tenendo conto, anche, del rischio legato alla valuta di denominazione e alla durata del contratto sottostante.

L'adozione dell'IFRS 16 ha comportato la rilevazione di "Right of Use" dell'attività e "Lease liability" al 1° gennaio 2019 per 547 milioni di euro.

Sulla base di valutazioni di business non sono state considerate nella determinazione della durata complessiva dei contratti e della "Lease liability" al 1° gennaio 2019 opzioni di rinnovo relative a mezzi navali della Divisione Engineering & Construction Offshore e a immobili per complessivi 270 milioni di euro.

In sede di prima applicazione del nuovo principio, Saipem ha operato come segue:

• ha applicato il metodo di transizione retrospettico modificato (cd. "modified retrospective approach") rilevando l'effetto connesso alla rideterminazione retroattiva dei valori nel patrimonio netto al 1° gennaio 2019, senza effettuare il restatement degli esercizi precedenti posti a confronto;
• si è avvalsa dell'espediente pratico che consente di non applicare l'IFRS 16 ai leasing per i quali la durata residua al 1° gennaio 2019 è inferiore ai 12 mesi, per tutte le tipologie di asset;
• ha considerato come leasing tutti i contratti classificabili come tali in base all'IFRS 16 senza applicare il cd. espediente del "grandfathering" (possibilità di non riesaminare ogni contratto esistente al 1° gennaio 2019, applicando l'IFRS 16 ai soli contratti precedentemente identificati come leasing in base allo IAS 17 e IFRIC 4);
• ha rilevato un'attività per il "Right of Use" a un importo corrispondente alla passività per "Lease liability" rettificata, ove necessario, per tenere conto degli eventuali risconti attivi per anticipi e senza considerare i costi diretti iniziali sostenuti in anni precedenti al 1° gennaio 2019. Inoltre, si precisa quanto segue:
• la "Lease liability" è stata rilevata al valore attuale dei pagamenti dovuti per il leasing, attualizzati usando il tasso di finanziamento incrementale di Saipem in vigore al 1° gennaio 2019; i pagamenti variabili legati all'utilizzo di un asset non sono stati inclusi nella "Lease liabilty/Right of Use" dell'attività, ma sono stati rilevati, ai sensi delle disposizioni dell'IFRS 16, in conto economico come costi del periodo;
• le opzioni di rinnovo o di terminazione anticipata sono state analizzate, ove presenti, ai fini della determinazione della durata complessiva del contratto.

Di seguito è fornita la riconciliazione tra l'ammontare dei pagamenti minimi futuri dovuti per contratti di leasing operativi non annullabili al 31 dicembre 2018 (in base allo IAS 17) e il saldo di apertura della "Lease liability", non attualizzata, al 1° gennaio 2019 (in base all'IFRS 16):

(milioni di euro)
Pagamenti minimi futuri dovuti per contratti di leasing operativi non annullabili (IAS 17) al 31 dicembre 2018
Leasing di breve durata inclusi nei contratti di leasing operativi non annullabili e altre variazioni	584 (7)
Leasing annullabili in base allo IAS 17	60
Lease liability non attualizzata (IFRS 16) al 1° gennaio 2019
Effetto attualizzazione	637 (90)
Lease liability (IFRS 16) al 1° gennaio 2019

Per quanto concerne l'IFRS 9 "Strumenti Finanziari" in vigore dal 1° gennaio 2018, come indicato nella Relazione finanziaria annuale 2018 a cui si rinvia, relativamente alle nuove disposizioni in materia di hedge accounting sono state individuate alcune aree di ottimizzazione nella gestione delle strategie alla luce delle novità e semplificazioni introdotte dallo standard. A seguito delle analisi effettuate è stato definito un nuovo modello di gestione dell'hedge accounting, pienamente adottato a partire dal 1° gennaio 2019, incentrato sulla copertura di posizioni nette.

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Principi contabili di recente emanazione

Di seguito sono riportate le modifiche ai principi contabili internazionali omologate dalla Commissione Europea, già riportate nella Relazione finanziaria annuale 2018, le cui disposizioni sono efficaci a partire dal 1° gennaio 2019.

Con Regolamento n. 2018/498, emesso dalla Commissione Europea in data 22 marzo 2018, sono state omologate le previsioni normative contenute nel documento "Elementi di pagamento anticipato con compensazione negativa - Modifiche all'IFRS 9", emesso dallo IASB in data 12 ottobre 2017. Il documento consente la misurazione al costo ammortizzato o al fair value Through Other Comprehensive Income (FVTOCI) di un'attività finanziaria caratterizzata da un'opzione di pagamento anticipato mediante compensazione negativa (cd. "negative compensation"). Il documento ha inoltre chiarito la modalità di contabilizzazione di una modifica o di uno scambio di una passività finanziaria al costo ammortizzato che non è stata oggetto di derecognition. La differenza tra i cash flows contrattuali originari e i cash flows modificati, scontati al tasso di interesse effettivo, deve essere rilevata a conto economico alla data della modifica o dallo scambio.

Con il Regolamento n. 2018/1595, emesso dalla Commissione Europea in data 23 ottobre 2018, è stato omologato l'IFRIC 23 "Uncertainity Over Income Tax Treatments", che fornisce indicazioni su come considerare contabilmente le incertezze su determinati comportamenti seguiti dall'entità nell'applicare la normativa fiscale (ad esempio, comportamenti adottati in materia di transfer price che potrebbero essere oggetto di contestazione da parte delle autorità fiscali, oppure incertezze in merito al periodo di deduzione dell'ammortamento fiscale di determinati asset). Occorre verificare la probabilità che le autorità fiscali accettino o meno il comportamento assunto dall'entità e verificare se considerare l'incertezza a sé stante, oppure in relazione al generale carico fiscale dell'entità.

Con il Regolamento n. 2019/237, emesso dalla Commissione Europea in data 8 febbraio 2019, è stato omologato lo IAS 28 "Long-term Interests in Associates and Joint Ventures", volto a chiarire che le disposizioni dell'IFRS 9, ivi incluse quelle in materia di impairment, si applicano anche agli strumenti finanziari rappresentativi di interessenze a lungo termine verso una società collegata o una joint venture che, nella sostanza, fanno parte dell'investimento netto nella società collegata o joint venture (cd. long-term interest).

Con il Regolamento n. 2019/402, emesso dalla Commissione Europea in data 13 marzo 2019, sono state omologate le modifiche allo IAS 19 "Plan Amendment, Curtailment or Settlement", volte essenzialmente a richiedere l'utilizzo di ipotesi attuariali aggiornate nella determinazione del costo relativo alle prestazioni di lavoro correnti e degli interessi netti per il periodo successivo a una modifica, una riduzione o un'estinzione di un piano a benefici definiti esistente.

Con il Regolamento n. 2019/412, emesso dalla Commissione Europea in data 14 marzo 2019, è stato omologato il documento "Annual Improvements to IFRS Standards 2015-2017 Cycle", contenente modifiche, essenzialmente di natura tecnica e redazionale, di alcuni principi contabili internazionali.

Le modifiche sopra esposte allo stato attuale non hanno prodotto impatti significativi per Saipem.

Area di consolidamento al 30 giugno 2019 4

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Impresa consolidante Saipem SpA San Donato Milanese EUR 2.191.384.693 Eni SpA 30,54 CDP Equity SpA 12,55 (ex Fondo Strategico Italiano) Saipem SpA 1,46 Soci terzi 55,45 Ragione sociale Sede legale Valuta Capitale sociale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Saipem Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*)

Imprese controllate

Italia

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.
Saipem Offshore Construction SpA	San Donato Milanese	EUR	20.000.000	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	Co.
SnamprogettiChiyoda sas di Saipem SpA	San Donato Milanese	EUR	10.000	Saipem SpA Soci terzi	99,90 0,10	99,90	C.I.

Estero

Andromeda Consultoria Tecnica e Representações Ltda	Rio de Janeiro (Brasile)	BRL	20.494.210	Saipem SpA Snamprogetti Netherlands BV	99,00 1,00	100,00	C.I.
Boscongo SA	Pointe-Noire (Congo)	XAF	1.597.805.000	Saipem SA	100,00	100,00	C.I.
ER SAI Caspian Contractor Llc	Almaty (Kazakhstan)	KZT	1.105.930.000	Saipem International BV Soci terzi	50,00 50,00	50,00	C.I.
ERS - Equipment Rental & Services BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	EUR	90.760	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
European Maritime Construction sas	Montigny le Bretonneux (Francia)	EUR	1.000	Saipem SA	100,00	100,00	C.I.
Global Petroprojects Services AG	Zurigo (Svizzera)	CHF	5.000.000	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Moss Maritime AS	Lysaker (Norvegia)	NOK	40.000.000	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
North Caspian Service Co	Almaty (Kazakhstan)	KZT	1.910.000.000	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Petrex SA	Lima (Perù)	PEN	1.200.529.045	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
PT Saipem Indonesia	Jakarta (Indonesia)	USD	372.778.100	Saipem International BV Soci terzi	99,99 0,01	99,99	C.I.
SAGIO - Companhia Angolana de Gestão de Instalaçao Offshore Ltda (**)	Luanda (Angola)	AOA	1.600.000	Saipem International BV Soci terzi	60,00 40,00	60,00	P.N.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo

(**) Società in liquidazione.

Ragione sociale	Sede legale	Valuta	Capitale sociale	Soci	% Possesso	% Consolidata di pertinenza Saipem	di consolidamento di valutazione (*) o criterio Metodo
Saigut SA de Cv	Delegacion Cuauhtemoc (Messico)	MXN	998.259.500	Saimexicana SA de Cv	100,00	100,00	C.I.
SAIMEP Lda	Maputo (Mozambico)	MZN	70.000.000	Saipem SA Saipem International BV	99,98 0,02	100,00	C.I.
Saimexicana SA de Cv	Delegacion Cuauhtemoc (Messico)	MXN	5.341.669.200	Saipem SA	100,00	100,00	C.I.
Saipem (Beijing) Technical Services Co Ltd	Pechino (Cina)	USD	1.750.000	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem (Malaysia) Sdn Bhd	Kuala Lumpur (Malesia)	MYR	61.033.500	Saipem International BV Soci terzi	41,94 58,06 (a)	100,00	C.I.
Saipem (Nigeria) Ltd	Lagos (Nigeria)	NGN	259.200.000	Saipem International BV Soci terzi	89,41 10,59	89,41	C.I.
Saipem (Portugal) Comércio Marítimo, Sociedade Unipessoal Lda	Caniçal (Portogallo)	EUR	299.278.738	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem America Inc	Wilmington (USA)	USD	1.000	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem Argentina de Perforaciones, Montajes y Proyectos Sociedad Anónima, (Argentina) Minera, Industrial, Comercial y Financiera () (*)	Buenos Aires	ARS	1.805.300	Saipem International BV Soci terzi	99,90 0,10	99,90	P.N.
Saipem Asia Sdn Bhd	Kuala Lumpur (Malesia)	MYR	8.116.500	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem Australia Pty Ltd	West Perth (Australia)	AUD	566.800.001	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem Canada Inc	Montreal (Canada)	CAD	100.100	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem Contracting Algérie SpA	Algeri (Algeria)	DZD	1.556.435.000	Sofresid SA	100,00	100,00	C.I.
Saipem Contracting Netherlands BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	EUR	20.000	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem Contracting Nigeria Ltd	Lagos (Nigeria)	NGN	827.000.000	Saipem International BV Soci terzi	97,94 2,06	97,94	C.I.
Saipem do Brasil Serviçõs de Petroleo Ltda	Rio de Janeiro (Brasile)	BRL	2.000.796.299	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem Drilling Llc	Mosca (Russia)	RUB	10.000	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem Drilling Norway AS	Sola (Norvegia)	NOK	110.000	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem East Africa Ltd	Kampala (Uganda)	UGX	50.000.000	Saipem International BV Snamprogetti Netherlands BV	51,00 49,00	100,00	C.I.
Saipem Finance International BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	EUR	1.000.000	Saipem International BV Saipem SpA	75,00 25,00	100,00	C.I.
Saipem India Projects Private Ltd	Chennai (India)	INR	526.902.060	Saipem SA	100,00	100,00	C.I.
Saipem Ingenieria Y Construcciones SLU	Madrid (Spagna)	EUR	80.000	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.
Saipem International BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	EUR	172.444.000	Saipem SpA	100,00	100,00	C.I.
Saipem Libya LLC - SA.LI.CO. Llc (**)	Tripoli (Libia)	LYD	10.000.000	Saipem International BV Snamprogetti Netherlands BV	60,00 40,00	100,00	Co.
Saipem Ltd	Kingston upon Thames Surrey (Regno Unito)	EUR	7.500.000	Saipem International BV	100,00	100,00	C.I.

(**) Società in liquidazione.

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

^(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo

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

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo

Imprese collegate e controllate congiunte

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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.
CCS JV Scarl Δ	San Donato Milanese	EUR	150.000	Servizi Energia Italia SpA Soci terzi	74,95 25,05	74,95	Co.
CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Due	San Donato Milanese	EUR	51.646	Saipem SpA Soci terzi	59,09 40,91	59,09	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. Δ	Venezia - Marghera	EUR	15.000	Saipem SpA Soci terzi	29,10 70,90	29,10	Co.
Consorzio Sapro Δ	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 (**) Δ	Genova	EUR	10.000	Saipem SpA Soci terzi	51,00 49,00	51,00	J.O.

Estero

CCS LNG Mozambique Lda (***) Δ	Maputo (Mozambico)	MZN 150.000 Saipem International BV Soci terzi		33,33 66,67	33,33	P.N.
CCS Netherlands BV (***) Δ	Amsterdam (Paesi Bassi)	EUR	300.000	Saipem International BV Soci terzi	33,33 66,67	33,33	P.N.
Charville - Consultores e Serviços Lda Δ Funchal	(Portogallo)	EUR	5.000	Saipem International BV Soci terzi	50,00 50,00	50,00	P.N.
Hazira Cryogenic Engineering & Construction Management Private Ltd Δ	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 Δ	Amsterdam (Paesi Bassi)	EUR	2.000.000	Saipem International BV Soci terzi	50,00 50,00	50,00	P.N.
Petromar Lda Δ	Luanda (Angola)	USD	357.143	Saipem SA Soci terzi	70,00 30,00	70,00	P.N.
PSS Netherlands BV Δ	Leiden (Paesi Bassi)	EUR	30.000	Saipem SpA Soci terzi	36,00 64,00	36,00	P.N.
Sabella SAS	Quimper (Francia)	EUR	9.707.940	Sofresid Engineering SA Soci terzi	11,95 88,05	11,95	P.N.
SaiPar Drilling Co BV Δ	Amsterdam (Paesi Bassi)	EUR	20.000	Saipem International BV Soci terzi	50,00 50,00	50,00	P.N.
Saipem Dangote E&C Ltd (***) Δ	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 Δ	Montigny le Bretonneux (Francia)	EUR	20.000	Saipem SA Soci terzi	60,00 40,00	60,00	J.O.
Sairus Llc (**) Δ	Krasnodar (Russia)	RUB	83.603.800	Saipem International BV Soci terzi	50,00 50,00	50,00	P.N.
Saren BV Δ	Amsterdam (Paesi Bassi)	EUR	20.000	Servizi Energia Italia SpA Soci terzi	50,00 50,00	50,00	P.N.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo

(**) Società in liquidazione.

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

Δ Impresa a controllo congiunto

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 Δ	Anjra (Marocco)	EUR	33.000	Saipem SA Soci terzi	33,33 66,67	33,33	P.N.
Southern Gas Constructors Ltd Δ	Lagos (Nigeria)	NGN	10.000.000	Saipem International BV Soci terzi	50,00 50,00	50,00	P.N.
Sud-Soyo Urban Development Lda (***) Δ	Soyo (Angola)	AOA	20.000.000	Saipem SA Soci terzi	49,00 51,00	49,00	P.N.
T.C.P.I. Angola Tecnoprojecto Internacional SA	Luanda (Angola)	AOA	9.000.000	Petromar Lda Soci terzi	35,00 65,00	24,50	P.N.
TMBYS SAS Δ	Guyancourt (Francia)	EUR	30.000	Saipem SA Soci terzi	33,33 66,67	33,33	P.N.
TSGI Mühendislik I· ns¸aat Ltd S¸irketi Δ	Istanbul (Turchia)	TRY	1.471.099.950	Saipem Ingenieria Y Construcciones SLU Soci terzi	33,33 66,67	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	Snamprogetti Netherlands BV Soci terzi	25,00 75,00	25,00	P.N.
Xodus Subsea Ltd Δ	Londra (Regno Unito)	GBP	1.000.000	Saipem International BV Soci terzi	50,00 50,00	50,00	P.N.

Al 30 giugno 2019 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	4	53	57	1	1	2
Consolidate con il metodo integrale	4	53	57	-	-	-
Consolidate come joint operation	-	-	-	1	1	2
Partecipazioni di imprese consolidate (1)	1	3	4	8	24	32
Valutate con il criterio del patrimonio netto	-	2	2	5	24	29
Valutate con il criterio del costo	1	1	2	3	-	3
Totale imprese	5	56	61	9	25	34

(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 consolidamento non produce effetti significativi.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo

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

Δ Impresa a controllo congiunto

Variazioni dell'area di consolidamento

Nel corso dei primi sei mesi del 2019 non sono intervenute variazioni significative nell'area di consolidamento del Gruppo rispetto alla relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2018. Le variazioni intervenute sono esposte nel seguito in ordine di accadimento.

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

• la società Tecnoprojecto Internacional Projectos e Realizações Industriais SA, precedentemente valutata con il criterio del costo, è stata ceduta a terzi;
• la società Snamprogetti Netherlands BV ha acquisito da terzi il 30% delle azioni di Snamprogetti Engineering & Contracting Co Ltd;
• la società Saipem Libya LLC SA.LI.CO. Llc, precedentemente consolidata con il metodo

integrale, è stata valutata con il criterio del costo a causa della non operatività;

• la società Sairus Llc, valutata con il metodo del patrimonio netto, è stata posta in liquidazione;
• la società 02 Pearl Snc, precedentemente valutata con il metodo del patrimonio netto, è stata cancellata dal Registro delle Imprese;
• la società Smacemex Scarl, precedentemente consolidata con il metodo integrale, è stata posta in liquidazione e successivamente è stata valutata con il criterio del costo a causa della non operatività;
• è stata costituita la società CCS JV Scarl, con sede in Italia, valutata con il criterio del costo.

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

• la società INFRA SpA, consolidata con il metodo integrale, ha cambiato la denominazione sociale in Saipem Offshore Construction SpA.

Riepilogo effetti prima adozione IFRS 16 5

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L'adozione del nuovo principio IFRS 16 "Leases", come riportato nei criteri di redazione, ha comportato i seguenti effetti al 1° gennaio 2019.

(milioni di euro)	31.12.2018	Effetti IFRS 16	Situazione al 01.01.2019
Capitale immobilizzato	5.106	550	5.656
Capitale circolante netto	295	(3)	292
Indebitamento finanziario netto	1.159	547	1.706
Patrimonio netto	4.036	-	4.036

Di seguito si riportano gli impatti dell'adozione IFRS 16 sugli schemi consolidati al 30 giugno 2019:

Conto economico

			Situazione al
(milioni di euro)	Ante IFRS 16	Effetti IFRS 16	30.06.2019
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi	(3.172)	75	(3.097)
Ammortamenti	(231)	(67)	(298)
Utile operativo	254	8	262
Oneri finanziari	(141)	(13)	(154)
Utile netto	51	(5)	46

Rendiconto finanziario

			Situazione al
(milioni di euro)	Ante IFRS 16	Effetti IFRS 16	30.06.2019
Flusso di cassa netta da attività operativa	357	62	419
Free cash flow	197	62	259
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento	(74)	(62)	(136)
Flusso di cassa netto del periodo	63	-	63

Disponibilità liquide ed equivalenti 6

Le disponibilità liquide ed equivalenti di 1.737 milioni di euro aumentano di 63 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2018 (1.674 milioni di euro).

Le disponibilità liquide di fine semestre, denominate in euro per il 67%, in dollari USA per il 15% e in altre valute per il 18%, hanno trovato remunerazione a un tasso medio dello 0,22%. La voce include denaro e valori in cassa per 1 milione di euro (2 milioni di euro al 31 dicembre 2018).

Nel semestre, a causa del protrarsi del procedimento in Algeria ("inchiesta Sonatrach 1"), l'ammontare di due conti bloccati della controllata Saipem Contracting Algèrie SpA, per un importo di 67 milioni di euro (71 milioni di euro al lordo dell'attualizzazione), è stato riclassificato dal conto disponibilità liquide al conto altre attività finanziarie a lungo.

I depositi bancari e postali includono: (i) disponibilità liquide pari a 281 milioni di euro su conti correnti di progetti eseguiti in partnership o in joint venture; (ii) disponibilità liquide pari a 83 milioni di euro su conti correnti denominati in valute soggette a restrizioni sulla movimentazione e/o sulla convertibilità; (iii) disponibilità liquide pari a 3 milioni di euro su conti correnti soggetti a vincoli a fronte di dispute con alcuni fornitori, per un totale complessivo di 367 milioni di euro.

Le disponibilità al 30 giugno 2019 sono riconducibili alla Capogruppo e ad altre società del Gruppo con la seguente ripartizione per area geografica (con riferimento al Paese in cui è domiciliato il rapporto finanziario):

(milioni di euro)	31.12.2018	30.06.2019
Italia	973	1.129
Resto d'Europa	88	126
CSI	15	26
Medio Oriente	158	170
Estremo Oriente	100	118
Africa Settentrionale	81	1
Africa Sub-Sahariana	25	38
Americhe	234	129
Totale	1.674	1.737

Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a OCI 7

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Le attività finanziarie valutate al fair value con effetti a OCI, pari a 78 milioni di euro (86 milioni di euro al 31 dicembre 2018), si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2018	30.06.2019
Titoli non strumentali all'attività operativa
Titoli quotati emessi da Stati sovrani/enti sovranazionali	22	22
Titoli quotati emessi da imprese industriali	64	56
Totale	86	78

I titoli quotati emessi da Stati sovrani/enti sovranazionali al 30 giugno 2019 di 22 milioni di euro si analizzano come segue:

(milioni di euro)	nominale Valore	Fair value	di rendimento nominale (%) Tasso	di scadenza Anno	Standard & Poor's Classe di rating
Tasso fisso
Francia	3	3	2,50	2020	AA
Irlanda	4	4	2,50	2020	A+
Polonia	6	7	3,75-4,50	2022-2023	A
Altri	7	8	1,375-2,50	2019-2020	AAA/A
Totale	20	22

I titoli quotati emessi da imprese industriali al 30 giugno 2019 di 56 milioni di euro si analizzano come segue:

(milioni di euro)	nominale Valore	Fair value	di rendimento nominale (%) Tasso	di scadenza Anno	Standard & Poor's Classe di rating
Tasso fisso
Titoli quotati emessi da imprese industriali	54	56	0,00-6,25	2020-2027	AA-/BBB
Totale	54	56

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

I titoli quotati emessi da Stati sovrani/enti sovranazionali e da imprese industriali detenuti dal Gruppo rientrano nel perimetro di analisi per la determinazione delle perdite attese.

Dato l'elevato merito creditizio degli emittenti ("investment grade") l'impatto delle perdite attese sui titoli in oggetto al 30 giugno 2019 risulta irrilevante.

Altre attività finanziarie correnti 8

Le altre attività finanziarie correnti pari a 35 milioni (34 milioni di euro al 31 dicembre 2018) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2018	30.06.2019
Crediti finanziari strumentali all'attività operativa	2	3
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	32	32
Totale	34	35

I crediti finanziari strumentali all'attività operativa di 3 milioni di euro (2 milioni di euro al 31 dicembre 2018) si riferiscono principalmente ai crediti vantati da Saipem SpA verso Serfactoring SpA.

I crediti finanziari non strumentali all'attività operativa di 32 milioni di euro (32 milioni di euro al 31 dicembre 2018) si riferiscono all'accensione da parte di Saipem SpA di un escrow account presso un istituto di credito italiano a garanzia di un importo incassato da una collegata a titolo di un anticipo contrattuale.

Le altre attività finanziarie correnti verso parti correlate sono dettagliate alla nota 44 "Rapporti con parti correlate".

Crediti commerciali e altri crediti 9

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I crediti commerciali e altri crediti di 2.475 milioni di euro (2.610 milioni di euro al 31 dicembre 2018) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2018	30.06.2019
Crediti commerciali	2.292	2.076
Acconti per servizi	176	232
Altri crediti	142	167
Totale	2.610	2.475

I crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione di 725 milioni di euro.

(milioni di euro)	31.12.2018	Accantonamenti	Utilizzi	da conversione Differenze di cambio	Altre variazioni	30.06.2019
Crediti commerciali	674	26	(8)	3	-	695
Altri crediti	29	-	-	-	1	30
Totale	703	26	(8)	3	1	725

I crediti commerciali di 2.076 milioni di euro diminuiscono di 216 milioni di euro rispetto all'esercizio 2018.

L'esposizione creditizia verso i primi cinque clienti è in linea con l'operatività del Gruppo e rappresenta circa il 30% del totale dei crediti.

La recuperabilità dei crediti di natura commerciale è verificata sulla base del cosidetto "expected credit loss model". Il modello gestionale adottato da Saipem utilizza l'approccio semplificato previsto dal principio IFRS 9 che prescrive la valutazione del fondo copertura perdite per un importo pari alle perdite attese lungo l'intera vita del credito e utilizza per la quantificazione delle perdite attese la probabilità di default dei clienti, basata su dati di mercato osservabili e su valutazioni raccolte da info-provider. Agli accantonamenti al fondo svalutazione crediti effettuati dopo un'analisi dei singoli crediti scaduti, che di fatto sconta già una vista prospettica di progetto, si affianca una valutazione sul merito creditizio dei clienti effettuata centralmente dalla Corporate sul portafoglio dei crediti e comunicata alle società al fine di consentire la determinazione e la rilevazione contabile dell'effetto nelle situazioni periodiche.

Al 30 giugno 2019 l'effetto delle perdite attese sui crediti commerciali, determinate in base alla valutazione sul merito creditizio dei clienti, ammonta a 79 milioni di euro sul totale del fondo svalutazione crediti di 695 milioni di euro.

Al 30 giugno 2019 sono state poste in essere operazioni di cessione pro-soluto senza notifica di crediti commerciali, anche non scaduti, per un importo di 104 milioni di euro (116 milioni di euro al 31 dicembre 2018). Saipem SpA provvede alla gestione degli incassi dei crediti ceduti e al trasferimento delle somme ricevute alle società di factoring.

I crediti commerciali comprendono ritenute in garanzia per attività contrattuali per 211 milioni di euro (200 milioni di euro al 31 dicembre 2018), di cui 73 milioni di euro scadenti entro 12 mesi e 138 milioni di euro scadenti oltre 12 mesi.

Al 30 giugno 2019 non risultano crediti riferiti a progetti in contenzioso (74 milioni di euro al 31 dicembre 2018).

Gli altri crediti di 167 milioni di euro si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2018	30.06.2019
Crediti verso:
- personale	34	26
Depositi cauzionali	11	13
Altri crediti	97	128
Totale	142	167

I crediti commerciali e gli altri crediti verso parti correlate sono dettagliati alla nota 44 "Rapporti con parti correlate". La valutazione al fair value dei crediti commerciali e altri crediti non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del credito e la sua scadenza.

Rimanenze e attività contrattuali 10

Rimanenze

Le rimanenze di 304 milioni di euro (303 milioni di euro al 31 dicembre 2018) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2018	30.06.2019
Materie prime, sussidiarie e di consumo	303	304
Totale	303	304

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 129 milioni di euro.

(milioni di euro)	31.12.2018	Accantonamenti	Utilizzi	Altre variazioni	30.06.2019
Fondo svalutazioni rimanenze materie prime, sussidiarie e di consumo	123	9	(3)	-	129
Totale	123	9	(3)	-	129

Attività contrattuali

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Le attività contrattuali di 1.244 milioni di euro (1.086 milioni di euro al 31 dicembre 2018) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2018	30.06.2019
Attività contrattuali (da valutazione commesse a lungo termine)	1.089	1.251
Fondo svalutazione attività contrattuali (da valutazione commesse a lungo termine)	(3)	(7)
Totale	1.086	1.244

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

L'ammontare delle attività contrattuali aumenta per effetto del ritardo nel riconoscimento delle milestone da parte dei committenti.

Attività per imposte sul reddito correnti 11

Le attività per imposte sul reddito correnti di 211 milioni di euro (201 milioni di euro al 31 dicembre 2018) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2018	30.06.2019
Amministrazione finanziaria italiana	57	57
Amministrazioni finanziarie estere	144	154
Totale	201	211

Attività per altre imposte correnti 12

Le attività per altre imposte correnti di 151 milioni di euro (117 milioni di euro al 31 dicembre 2018) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2018	30.06.2019
Amministrazione finanziaria italiana	2	2
Amministrazioni finanziarie estere	115	149
Totale	117	151

Altre attività correnti 13

Le altre attività correnti di 109 milioni di euro (100 milioni di euro al 31 dicembre 2018) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2018	30.06.2019
Fair value su strumenti finanziari derivati	16	16
Altre attività	84	93
Totale	100	109

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota 31 "Strumenti finanziari derivati".

Le altre attività al 30 giugno 2019 ammontano a 93 milioni di euro, con un incremento di 9 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2018, e sono costituite principalmente da costi non di competenza dell'esercizio relativi principalmente ad approntamenti di mezzi per l'esecuzione di contratti in portafoglio e a costi assicurativi.

Le altre attività verso parti correlate sono dettagliate alla nota 44 "Rapporti con parti correlate".

Immobili, impianti e macchinari 14

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Gli immobili, impianti e macchinari di 4.222 milioni di euro (4.326 milioni di euro al 31 dicembre 2018) si analizzano come segue:

	e macchinari
	Immobili, impianti
(milioni di euro)
Valore lordo al 31.12.2018	13.612
Fondo ammortamento e svalutazione al 31.12.2018	9.286
Valore netto al 31.12.2018	4.326
Investimenti	132
Ammortamenti e svalutazioni	(239)
Alienazioni	(3)
Variazione area di consolidamento	-
Operazioni su rami d'azienda	-
Differenze cambio da conversione	6
Altre variazioni	-
Valore netto al 30.06.2019	4.222
Valore lordo al 30.06.2019	13.619
Fondo ammortamento e svalutazione al 30.06.2019	9.397

Gli investimenti tecnici effettuati nel corso del primo semestre del 2019 ammontano a 132 milioni di euro (308 milioni di euro nel primo semestre del 2018) e hanno principalmente riguardato:

• per l'Engineering & Construction Offshore 77 milioni di euro: lavori di classe della nave Saipem Constellation, attività di upgrading dell'S7000 e interventi di mantenimento e upgrading di mezzi esistenti;
• per l'Engineering & Construction Onshore 4 milioni di euro: acquisto e mantenimento di attrezzature;
• per il Drilling Offshore 18 milioni di euro: upgrading della nave di perforazione Saipem 12000 per l'acquisto del secondo BOP e lavori di classe, oltre a interventi di manutenzione e upgrading sugli altri mezzi;
• per il Drilling Onshore 33 milioni di euro: upgrading di impianti destinati a operare in Kazakhstan, Arabia Saudita e Sud America, 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 con valute funzionali diverse dall'euro sono positive per 6 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 2019 garanzie reali. Il totale degli impegni su investimenti in corso di esecuzione alla data del 30 giugno 2019 è indicato nel paragrafo "Gestione dei rischi d'impresa" della "Relazione intermedia sulla gestione".

In seguito a valutazioni strategico-operative da parte della Divisione Drilling Offshore, nel corso del semestre è stato parzialmente svalutato un jack-up, per un ammontare pari a 14 milioni di euro, in quanto si prevede, per la conclusione del contratto in portafoglio, la sua sostituzione con un impianto a noleggio da terzi a partire da marzo 2020.

Il test di impairment eseguito al 30 giugno 2019 non ha evidenziato svalutazioni.

Impairment

Nel monitorare gli indicatori di impairment, il Gruppo prende in considerazione, tra gli altri fattori, il rapporto tra la propria capitalizzazione di mercato e il proprio patrimonio netto contabile. Al 30 giugno 2019 la capitalizzazione di mercato del Gruppo era superiore al valore contabile del patrimonio netto al 31 marzo 2019 (ultima chiusura contabile del Gruppo) di circa 200 milioni di euro; nonostante l'assenza di questo come di altri indicatori di potenziale perdita di valore dell'avviamento e/o delle altre attività, in considerazione delle svalutazioni effettuate nei bilanci degli esercizi precedenti, della conseguente assenza di headroom al 31 dicembre 2018 sulle CGU su cui si sono registrate delle svalutazioni a fine 2018, nonché dell'aumento, ancorché di lieve entità, rispetto al 31 dicembre 2018, dei tassi di attualizzazione relativi alle medesime CGU, il management ha ritenuto opportuno effettuare il test di impairment su tutte le CGU del Gruppo. In particolare, è stato effettuato il test di impairment di 15 CGU (invariate rispetto a dicembre 2018) rappresentate da: una unità di floating production (leased FPSO), dalla Divisione Engineering & Construction Offshore, dalla Divisione Engineering & Construction Onshore depurata della leased FPSO, dalla Divisione XSIGHT, dalla Divisione Drilling Onshore e dai singoli mezzi del Drilling Offshore (10 distinti offshore rig).

La verifica della recuperabilità dei valori di iscrizione delle CGU è stata effettuata confrontando il valore di libro di ciascuna di esse con il relativo valore recuperabile che è determinato sulla base del valore d'uso ottenuto attualizzando i flussi di cassa futuri generati da ciascuna delle CGU al costo medio ponderato del capitale ("WACC") specifico per ciascun segmento di business in cui opera la singola CGU. Infatti, considerata la natura delle attività Saipem, il fair value delle CGU non può essere determinato da informazioni direttamente osservabili sul mercato e la sua stima basata su tecniche alternative, come ad esempio i multipli di mercato, risulterebbe di limitata attendibilità in generale e, in diversi casi, di difficile applicazione.

I flussi di cassa prospettici per la stima del valore recuperabile delle singole CGU sono determinati sulla base delle migliori informazioni disponibili e delle aspettative al momento della stima e, avendo riferimento anche ai risultati consuntivati, considerando le attese future del management delle divisioni in relazione ai rispettivi mercati di riferimento. In particolare, la stima dei flussi di cassa dei primi quattro anni di proiezione esplicita ai fini del test di impairment, è effettuata sulla base delle proiezioni del Piano Strategico 2019-2022 approvato dal Consiglio di Amministrazione nel mese di febbraio 2019, le cui ipotesi, aggiornate con le più recenti previsioni di risultati per il secondo semestre del 2019, sono state riesaminate dalle divisioni al fine di confermarne la validità e accertare che non siano intervenuti negli ultimi mesi elementi significativi che mettano a rischio la sostenibilità delle proiezioni alla base del test di impairment al 31 dicembre 2018; l'esito del sanity check è stato formalizzato in note approvate dal Consiglio di Amministrazione del 26 giugno 2019, che in pari data ha approvato la metodologia in via anticipata rispetto all'approvazione della Relazione finanziaria semestrale consolidata.

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Tali stime, in coerenza con le disposizioni dello IAS 36, non considerano eventuali flussi in entrata e/o in uscita derivanti: (i) da una futura ristrutturazione non ancora approvata o per la quale l'entità non si è ancora impegnata o (ii) dal miglioramento od ottimizzazione dell'andamento dell'attività sulla base di iniziative non ancora avviate o approvate per le quali non esiste ancora un commitment nei confronti di terzi per l'incremento della capacità produttiva rispetto a quella attuale.

Per gli anni successivi all'ultimo anno di Piano, i flussi di cassa sono calcolati sulla base di un terminal value, determinato: (a) per le CGU Engineering & Construction Offshore, Engineering & Construction Onshore, XSIGHT e Drilling Onshore sulla base del metodo della perpetuity applicando al flusso di cassa terminale "normalizzato" (per tenere conto delle dinamiche del business e/o della ciclicità del settore) un tasso di crescita di lungo periodo pari al 2% (non superiore ai tassi di crescita nominali attesi nel lungo periodo per i settori energetici di riferimento che tengono conto delle aspettative del mercato in termini di crescita reale e di inflazione attesa); (b) per la CGU leased FPSO Cidade de Vitoria e per i rig Drilling Offshore, considerando oltre l'orizzonte di piano (sulla base della vita economico-tecnica residua dei singoli asset, oppure, se precedente, sulla data di scadenza prevista dell'ultima manutenzione ciclica): (i) rate di noleggio di lungo termine definite, nell'ambito del processo di pianificazione, dalla Divisione di riferimento attraverso un processo di stima basato su valutazioni di natura manageriale sviluppate mediante un esercizio critico sulle informazioni (interne ed esterne) raccolte, incrementate al 2% lungo il periodo di proiezione; (ii) giorni di inattività "normalizzati"; (iii) costi operativi sulla base dei valori dell'ultimo anno di piano incrementati al 2% (in linea con i ricavi); (iv) investimenti e relativi giorni di fermo impianto per manutenzioni cicliche e sostituzioni stimati dalle divisioni sulla base del calendario prospettico per le manutenzioni cicliche e intermedie.

Il valore d'uso al 30 giugno 2019 è stato quindi determinato attualizzando i flussi di cassa al netto delle imposte con un tasso di sconto, specifico per ciascun segmento di business, come riportato nella tabella seguente:

(%)	31.12.2018 WACC	30.06.2019 WACC
E&C Offshore	9,9	9,9
E&C Onshore	9,4	9,1
XSIGHT	9,4	9,1
Leased FPSO	6,2	6,3
Drilling Offshore	7,7	7,9
Drilling Onshore	8,4	8,4

Tali tassi di sconto (WACC) riflettono l'apprezzamento da parte del mercato del valore finanziario del tempo e dei rischi sistematici, nonché dei rischi specifici dell'attività delle singole CGU, non riflessi nelle stime dei flussi di cassa, e sono stati stimati, per ciascun segmento di business, tenendo conto: (i) di un costo del debito coerente con quello medio stimato nel quadriennio di Piano aggiustato alla luce del credit spread, osservato sul mercato, relativo a un panel di operatori costruito per tenere conto dello specifico segmento di business; (ii) del leverage mediano del medesimo panel di operatori (basato sull'ultimo dato di indebitamento rilevato e sulla capitalizzazione di mercato degli ultimi 6 mesi di ciascun operatore); (iii) del beta mediano dei titoli delle società appartenenti al medesimo panel di riferimento stimato su un orizzonte storico pluriennale. Il riferimento a flussi di cassa e a tassi di sconto al netto delle imposte è adottato in quanto produce risultati equivalenti a quelli derivanti da una valutazione con flussi di cassa e tassi di sconto ante imposte.

Le assunzioni adottate tengono conto del livello dei tassi di interesse degli ultimi sei mesi, dei rischi delle singole attività già inclusi nei flussi di cassa, nonché delle aspettative di crescita a lungo termine nei business.

Come illustrato alla nota 2 "Stime contabili e giudizi significativi", in tema di impairment test, l'IFRS 16 prescrive, per il locatario, che il diritto d'uso dei beni in leasing ("Right of Use") sia sottoposto a test per valutare eventuali riduzioni di valore ai sensi dello IAS 36, analogamente agli altri asset di proprietà, su base stand alone o a livello di CGU. Al 30 giugno 2019 nessun "Right of Use" rappresenta una CGU autonoma, di conseguenza le attività per diritto d'uso dei beni in leasing sono state allocate alle CGU di appartenenza e testate con esse. A valle dell'esame delle varie opzioni al momento disponibili in letteratura, Saipem ha ritenuto opportuno includere il "Right of Use" al netto della relativa "Lease liability" all'interno della CGU oggetto di valutazione e determinare il value in use includendo nei flussi di cassa gli esborsi per i canoni di leasing e utilizzando un tasso di attualizzazione stimato depurando gli eventuali impatti dell'IFRS 16 sui bilanci degli operatori dei panel utilizzati.

Il test di impairment eseguito al 30 giugno 2019 non ha evidenziato svalutazioni.

Di seguito si riportano le sensitivity analysis relative alle 12 CGU riferite ai 10 mezzi del Drilling Offshore, a un mezzo di leased FPSO e alla CGU Drilling Onshore, mentre quelle relative alla CGU Engineering & Construction Offshore, CGU Engineering & Construction Onshore e CGU XSIGHT sono riportate nella nota 15 "Attività immateriali".

Sensitivity analysis delle CGU riferite ai 10 mezzi Drilling Offshore e al mezzo di leased FPSO

Le assunzioni più rilevanti ai fini della stima del valore recuperabile delle 11 CGU riferite ai mezzi navali (10 Drilling Offshore più un mezzo di leased FPSO) riguardano principalmente il risultato operativo delle CGU (dipendente dalla combinazione di diversi fattori, tra cui le rate di noleggio delle navi e i tassi di cambio) e il tasso di attualizzazione dei flussi di cassa. Poiché il test di impairment al 30 giugno non ha evidenziato svalutazioni, vengono di seguito analizzati gli effetti della sola variazione negativa dei parametri utilizzati per la stima sul valore recuperabile di tali CGU:

• incrementi del tasso di attualizzazione dell'1% determinerebbero una svalutazione pari a 104 milioni di euro;
• decrementi delle rate giornaliere di lungo termine del 10%, rispetto alle rate ipotizzate nei piani, determinerebbero una svalutazione pari a 309 milioni di euro;
• un incremento di 0,1 del tasso di cambio euro/dollaro di lungo termine, rispetto allo scenario ipotizzato nei piani, determinerebbe una svalutazione pari a 229 milioni di euro;
• l'utilizzo, per la CGU FPSO Cidade de Vitoria, di un tasso di attualizzazione pari al 6,4%, basato sul WACC specifico del segmento di business leased FPSO, e inclusivo di un eventuale premio per il rischio addizionale legato al differenziale di rischio Paese rispetto all'Italia non comporterebbe in ogni caso svalutazioni nel periodo. Questa sensitivity viene effettuata in quanto la CGU in oggetto è tradizionalmente dedicata a uno specifico Paese, con un cliente locale e in quanto il differenziale di rischio del Paese è positivo rispetto all'Italia.

Sensitivity analysis sulla CGU Drilling Onshore

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Con riferimento alla CGU 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 35% del risultato operativo, lungo tutto il periodo di piano e nella perpetuity;
• l'utilizzo di un tasso di attualizzazione dell'11,5%;
• l'utilizzo di un tasso di crescita terminale dei flussi di cassa negativo.

Inoltre, l'eccedenza del valore recuperabile, rispetto al valore del capitale investito netto riferito alla CGU, aumenterebbe in caso di azzeramento dei flussi di cassa da capitale circolante.

Attività immateriali 15

Le attività immateriali di 699 milioni di euro (702 milioni di euro al 31 dicembre 2018) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	Attività immateriali a vita utile definita	a vita utile indefinita Altre attività immateriali	Totale
Valore lordo al 31.12.2018	245	-	-
Fondo ammortamento e svalutazione al 31.12.2018	210	-	-
Valore netto al 31.12.2018	35	667	702
Investimenti	3	-	3
Ammortamenti e svalutazioni	(6)	-	(6)
Altre variazioni e differenze cambio da conversione	-	-	-
Valore netto al 30.06.2019	32	667	699
Valore lordo al 30.06.2019	248	-	-
Fondo ammortamento e svalutazione al 30.06.2019	216	-	-

Il goodwill di 667 milioni di euro si riferisce principalmente alla differenza tra il prezzo di acquisto, comprensivo degli oneri accessori, e il patrimonio netto di Saipem SA (629 milioni di euro), di Sofresid SA (21 milioni di euro) e del Gruppo Moss Maritime (12 milioni di euro), alle rispettive date di acquisizione del controllo.

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

(milioni di euro)	31.12.2018	30.06.2019
E&C Offshore	403	403
E&C Onshore	231	231
XSIGHT	33	33
Totale	667	667

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

La base di previsione dei flussi di cassa, il tasso di sconto utilizzato, nonché il tasso di crescita terminale per la stima del valore recuperabile delle CGU a cui è allocato il goodwill, sono descritti nel paragrafo "Impairment" della nota 14 "Immobili, impianti e macchinari".

La tabella seguente riporta, con riferimento al 30 giugno 2019, le eccedenze del valore recuperabile delle CGU Engineering & Construction Offshore, Engineering & Construction Onshore e XSIGHT rispetto ai corrispondenti valori di libro comprensivi del goodwill a esse riferito.

(milioni di euro)	Offshore	Onshore	XSIGHT	Totale
Goodwill	403	231	33	667
Eccedenza del valore recuperabile sul valore di libro	247	1.882	57	2.186

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

Sensitivity analysis sulla CGU Engineering & Construction Offshore

L'eccedenza del valore recuperabile della CGU 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 9% del risultato operativo, lungo tutto il periodo di piano e nella perpetuity;
• l'utilizzo di un tasso di attualizzazione del 10,7%;

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• l'utilizzo di un tasso di crescita terminale dei flussi di cassa pari all'1,1%.

Inoltre, l'eccedenza del valore recuperabile rispetto al valore del capitale investito netto riferito alla CGU Engineering & Construction Offshore diminuirebbe, ma resterebbe comunque positiva nel caso si azzerassero i flussi di cassa da capitale circolante.

Sensitivity analysis sulla CGU Engineering & Construction Onshore

L'eccedenza del valore recuperabile della CGU Engineering & Construction Onshore rispetto al corrispondente valore di libro comprensivo del goodwill a essa riferito non si azzera mai per qualsiasi variazione del tasso di attualizzazione e del tasso di crescita terminale, mentre si azzera al verificarsi di una riduzione del 102% del risultato operativo, lungo tutto il periodo di piano e nella perpetuity.

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 di cassa da capitale circolante.

Sensitivity analysis sulla CGU XSIGHT

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

• una riduzione del 54% del risultato operativo, lungo tutto il periodo di piano e nella perpetuity;
• l'utilizzo di un tasso di attualizzazione del 16,4%;
• l'utilizzo di un tasso di crescita terminale dei flussi di cassa negativo.

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

Diritto di utilizzo di attività in leasing, attività e passività finanziarie per leasing 16

La movimentazione di periodo dei "Right of Use" asset, delle attività e delle passività finanziare per leasing al 30 giugno è evidenziata come segue:

		Attività finanziarie per leasing		Passività finanziarie per leasing
(milioni di euro)	Right of Use asset	Correnti	Non correnti	Correnti	Non correnti
Saldo iniziale (effetto applicazione IFRS 16 - 01.01.2019)	550	-	1	130	418
Incrementi	54	-	18	-	72
Decrementi	-	(2)	-	(77)	(6)
Ammortamenti	(67)	-	-	-	-
Alienazioni	(6)	-	-	-	-
Differenze cambio	-	-	-	-	2
Interessi	-	-	-	13	-
Altre variazioni	-	6	(6)	74	(78)
Saldo finale al 30.06.2019	531	4	13	140	408

Al 30 giugno 2019 nessun "Right of Use" rappresenta una CGU autonoma; ai fini della determinazione del valore recuperabile le attività per diritto d'uso dei beni in leasing sono state allocate alle CGU di appartenenza e testate come descritto nel paragrafo "Impairment" della nota 14 "Immobili, impianti e macchinari".

Sulla base di valutazioni di business, non sono considerate nella determinazione della durata complessiva dei contratti e della lease liability al 30 giugno 2019 opzioni di rinnovo relative principalmente a mezzi navali della Divisione Engineering & Construction Offshore e a immobili per complessivi 316 milioni di euro (270 milioni di euro al 1° gennaio 2019).

Le attività finanziarie per leasing sono riferite a operazioni di subleasing.

Partecipazioni 17

Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto di 113 milioni di euro (119 milioni di euro al 31 dicembre 2018) 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
31.12.2018
Partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate	142	27	-	13	(57)	(3)	-	5	-	(8)	119	-
Totale	142	27	-	13	(57)	(3)	-	5	-	(8)	119	-
30.06.2019
Partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate	119	35	-	4	(10)	(1)	-	1	-	(35)	113	-
Totale	119	35	-	4	(10)	(1)	-	1	-	(35)	113	-

Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto sono dettagliate nella nota 4 "Area di consolidamento al 30 giugno 2019". I proventi da valutazione con il metodo del patrimonio netto di 4 milioni di euro, riguardano per 3 milioni di euro il risultato di periodo delle imprese joint venture e per 1 milione di euro il risultato di periodo delle imprese collegate.

Gli oneri da valutazione con il metodo del patrimonio netto, pari a 10 milioni di euro, riguardano per 8 milioni di euro il risultato di periodo delle imprese joint venture e per 2 milioni di euro il risultato di periodo delle imprese collegate.

I decrementi per dividendi di 1 milione di euro riguardano una società collegata.

Le altre variazioni negative pari a 35 milioni di euro si riferiscono a trasferimenti dal fondo copertura perdite.

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 31.12.2018 Valore netto	al 30.06.2019 Valore netto
Rosetti Marino SpA	20,00	30	30
Petromar Lda	70,00	39	37
Altre		50	46
Totale partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto		119	113

Il totale delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto non include lo stanziamento del fondo copertura perdite, commentato alla nota 27 "Fondi per rischi e oneri".

Altre partecipazioni

Le altre partecipazioni non sono significative al 30 giugno 2019.

Altre attività finanziarie non correnti 18

Le altre attività finanziarie non correnti non strumentali all'attività operativa, pari a 68 milioni di euro, comprendono l'ammontare di due conti bloccati della controllata Saipem Contracting Algérie SpA per un importo di 67 milioni di euro (71 milioni di euro al lordo dell'attualizzazione), riclassificato dalle disponibilità liquide come specificato alla nota 6 "Disponibilità liquide ed equivalenti".

Attività per imposte anticipate 19

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Le attività per imposte anticipate di 265 milioni di euro (250 milioni di euro al 31 dicembre 2018) sono indicate al netto delle passività per imposte differite compensabili.

(milioni di euro)	31.12.2018	Accantonamenti	Utilizzi	da conversione Differenze di cambio	Altre variazioni	30.06.2019
Attività per imposte anticipate	250	61	(35)	-	(11)	265
Totale	250	61	(35)	-	(11)	265

La voce "Altre variazioni", negativa per 11 milioni di euro, comprende: (i) la compensazione a livello di singola impresa delle imposte anticipate con le passività per imposte differite (negativa per 10 milioni di euro); (ii) la rilevazione (negativa per 4 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 3 milioni di euro).

Le attività nette per imposte anticipate si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2018	30.06.2019
Passività per imposte differite	(123)	(145)
Attività per imposte anticipate compensabili	105	115
Passività nette per imposte differite	(18)	(30)
Attività per imposte anticipate non compensabili	250	265
Attività (passività) nette per imposte anticipate	232	235

Perdite fiscali

Le perdite fiscali ammontano a 3.467 milioni di euro (3.207 milioni di euro al 31 dicembre 2018), di cui 2.537 milioni di euro riportabili a nuovo illimitatamente. Il recupero fiscale corrisponde all'aliquota del 24% per le società italiane e a un'aliquota media del 26,7% per le società estere.

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

(milioni di euro)	Italia	Estero
2019	-	22
2020	-	24
2021	-	51
2022	-	23
2023	-	19
Oltre 2023	-	791
Illimitatamente	965	1.572
Totale	965	2.502

Le perdite fiscali per le quali non sono state contabilizzate le attività per imposte anticipate, in accordo con le disposizioni dello IAS 12, ammontano a 2.845 milioni di euro.

Le imposte sono indicate alla nota 40 "Imposte sul reddito".

Altre attività non correnti 20

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Le altre attività non correnti di 62 milioni di euro (67 milioni di euro al 31 dicembre 2018) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2018	30.06.2019
Fair value su strumenti finanziari derivati	-	2
Altri crediti	11	12
Altre attività non correnti	56	48
Totale	67	62

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota 31 "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 44 "Rapporti con parti correlate".

Debiti commerciali, altri debiti e passività contrattuali 21

Debiti commerciali e altri debiti

I debiti commerciali e altri debiti di 2.738 milioni di euro (2.674 milioni di euro al 31 dicembre 2018) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2018	30.06.2019
Debiti commerciali	2.372	2.401
Altri debiti	302	337
Totale	2.674	2.738

I debiti commerciali di 2.401 milioni di euro aumentano di 29 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2018. I debiti commerciali e gli altri debiti verso parti correlate sono dettagliati alla nota 44 "Rapporti con parti correlate". Gli altri debiti di 337 milioni di euro si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2018	30.06.2019
Debiti verso:
- personale	147	173
- istituti di previdenza e di sicurezza sociale	59	45
- compagnie di assicurazione	3	4
- consulenti e professionisti	7	6
- amministratori e sindaci	1	1
Altri debiti diversi	85	108
Totale	302	337

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

Passività contrattuali

Le passività contrattuali di 1.227 milioni di euro (1.205 milioni di euro al 31 dicembre 2018) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2018	30.06.2019
Passività contrattuali (da valutazione commesse a lungo termine)	681	654
Anticipi da clienti	524	573
Totale	1.205	1.227

Le passività contrattuali (da valutazione commesse a lungo termine) di 654 milioni di euro (681 milioni di euro al 31 dicembre 2018) riguardano 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.

Gli anticipi da clienti di 573 milioni di euro (524 milioni di euro al 31 dicembre 2018), ricevuti a fronte di contratti in corso di esecuzione, si riferiscono alla Capogruppo e ad alcune controllate estere.

Le passività contrattuali verso parti correlate sono dettagliate alla nota 44 "Rapporti con parti correlate".

Passività per imposte sul reddito correnti 22

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Le passività per imposte sul reddito correnti di 56 milioni di euro (46 milioni di euro al 31 dicembre 2018) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2018	30.06.2019
Amministrazione finanziaria italiana	1	2
Amministrazioni finanziarie estere	45	54
Totale	46	56

Passività per altre imposte correnti 23

Le passività per altre imposte correnti di 110 milioni di euro (108 milioni di euro al 31 dicembre 2018) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2018	30.06.2019
Amministrazione finanziaria italiana	14	5
Amministrazioni finanziarie estere	94	105
Totale	108	110

Altre passività correnti 24

Le altre passività correnti di 90 milioni di euro (92 milioni di euro al 31 dicembre 2018) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	31.12.2018	30.06.2019
Fair value su strumenti finanziari derivati	86	63
Altre passività	6	27
Totale	92	90

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota 31 "Strumenti finanziari derivati".

Le altre passività ammontano a 27 milioni di euro (6 milioni di euro al 31 dicembre 2018).

Le altre passività verso parti correlate sono dettagliate alla nota 44 "Rapporti con parti correlate".

Passività finanziarie 25

Le passività finanziarie si analizzano come segue:

		31.12.2018				30.06.2019
(milioni di euro)	finanziarie a breve termine	Passività Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine	Passività finanziarie a lungo termine	Totale	finanziarie a breve termine	Passività Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine	Passività finanziarie a lungo termine	Totale
Banche	73	187	655	915	103	208	623	934
Obbligazioni ordinarie	-	38	1.991	2.029	-	26	1.992	2.018
Altri finanziatori	7	-	-	7	6	-	-	6
Totale	80	225	2.646	2.951	109	234	2.615	2.958

L'analisi per scadenza delle passività finanziarie a lungo termine al 30 giugno 2019 è la seguente:

(milioni di euro)

Tipo	Scadenza	2020	2021	2022	2023	Oltre	finanziarie passività termine a lungo Totale
Banche	2020-2027	123	136	122	100	142	623
Obbligazioni ordinarie	2021-2027	-	498	498	498	498	1.992
Totale		123	634	620	598	640	2.615

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

(milioni di euro)			Scadenza a lungo termine
	Valore contabile al 30.06.2019	Scadenza a breve termine 30.06.2020	Secondo semestre 2020	2021	2022	2023	2024	Oltre	Totale pagamenti futuri al 30.06.2019
Banche	830	211	127	139	125	102	62	81	847
Obbligazioni ordinarie	2.019	29	-	500	500	500	-	500	2.029
Altri finanziatori	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Totale	2.849	240	127	639	625	602	62	581	2.876

La differenza pari a 27 milioni di euro tra il valore delle passività finanziarie a lungo termine iscritto a bilancio al 30 giugno 2019 e il totale dei pagamenti futuri, deriva dalla valutazione con il metodo del costo ammortizzato.

L'analisi delle passività finanziarie per valuta con l'indicazione del tasso di interesse è la seguente:

(milioni di euro)

		31.12.2018					30.06.2019
		Tasso %				Tasso %		Tasso %			Tasso %
				Passività						Passività
				finanziarie						finanziarie
	Passività	a lungo e quota breve di passività					Passività			a lungo e quota
	finanziarie							finanziarie			breve di passività
	a breve			finanziarie a			a breve			finanziarie a
Valuta	termine	da	a	lungo termine	da	a	termine	da	a	lungo termine	da	a
Euro	4	0,00	0,00	2.871	0,90	3,75	4	0,00	0,00	2.849	0,90	3,75
Dollaro USA	1	0,00	0,00	-			-	0,00	0,00	-
Altre	75	variabile		-			105	variabile		-
Totale	80			2.871			109			2.849

Le passività finanziarie a lungo comprensive della quota a breve termine hanno una scadenza compresa tra il secondo semestre 2019 e il 2027.

Al 30 giugno 2019 Saipem dispone di linee di credito a breve uncommitted non utilizzate per 248 milioni di euro (283 milioni di euro al 31 dicembre 2018) e di linee di credito a lungo termine committed non utilizzate per 1.223 milioni di euro (1.258 milioni di euro al 31 dicembre 2018).

Le commissioni di mancato utilizzo non sono significative.

Non ci sono passività finanziarie garantite da ipoteche e privilegi sui beni immobili di imprese consolidate e da pegni su titoli. Il valore di mercato delle passività finanziarie a lungo termine, comprensive della quota a breve termine, ammonta a 2.997 milioni di euro (2.875 milioni di euro al 31 dicembre 2018) 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:

2018 (%)	2019
Euro 0,23-4,23	0,00-2,16

Il valore di mercato degli strumenti finanziari quotati è stato calcolato utilizzando il prezzo di chiusura di Borsa all'ultima data disponibile del semestre.

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

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

				Variazioni senza impatti sui flussi di cassa
(milioni di euro)	31.12.2018	Variazione dei flussi di cassa	Acquisizioni	Differenze cambio da conversione	Variazione del fair value	Altre variazioni non monetarie	30.06.2019
Passività finanziarie a breve termine	80	25	-	3	-	1	109
Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine	2.871	(22)	-	-	-	-	2.849
Totale passività nette derivanti da attività di finanziamento	2.951	3	-	3	-	1	2.958

Le passività finanziarie verso parti correlate sono dettagliate alla nota 44 "Rapporti con parti correlate".

Analisi dell'indebitamento finanziario netto 26

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

		31.12.2018			30.06.2019
(milioni di euro)	Correnti	Non correnti	Totale	Correnti	Non correnti	Totale
A. Disponibilità liquide ed equivalenti	1.674	-	1.674	1.737	-	1.737
B. Attività finanziarie valutate al fair value
con effetto a OCI	86	-	86	78	-	78
C. Liquidità (A+B)	1.760	-	1.760	1.815	-	1.815
D. Crediti finanziari	32	-	32	32	68	100
E. Passività finanziarie a breve termine verso banche	73	-	73	103	-	103
F. Passività finanziarie a lungo termine verso banche	187	655	842	208	623	831
G. Passività finanziarie a breve termine verso entità correlate	-	-	-	-	-	-
H. Prestiti obbligazionari	38	1.991	2.029	26	1.992	2.018
I. Passività finanziarie a lungo termine verso entità correlate	-	-	-	-	-	-
L. Altre passività finanziarie a breve termine	7	-	7	6	-	6
M. Altre passività finanziarie a lungo termine	-	-	-	-	-	-
N. Indebitamento finanziario lordo (E+F+G+H+I+L+M)	305	2.646	2.951	343	2.615	2.958
O. Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing (N-C-D)	(1.487)	2.646	1.159	(1.504)	2.547	1.043
P. Attività per leasing	-	-	-	4	13	17
Q. Passività per leasing	-	-	-	140	408	548
R. Passività nette per leasing (Q-P)	-	-	-	136	395	531
S. Indebitamento finanziario netto (O+R)	(1.487)	2.646	1.159	(1.368)	2.942	1.574

L'indebitamento finanziario netto include la passività finanziaria relativa al contratto di IRS, pari a 2 milioni di euro, mentre non include il fair value su contratti derivati indicato nelle note 13 "Altre attività correnti", 20 "Altre attività non correnti", 24 "Altre passività correnti" e 30 "Altre passività non correnti".

La variazione dell'indebitamento finanziario netto ante passività per leasing rispetto al saldo al 31 dicembre 2018, negativa per 116 milioni di euro, è dovuta principalmente al cash flow operativo generato nel periodo al netto degli investimenti.

I crediti finanziari sono commentati alle note 8 "Altre attività finanziarie correnti" e 18 "Altre attività finanziarie non correnti".

Fondi per rischi e oneri 27

I fondi per rischi e oneri di 308 milioni di euro (330 milioni di euro al 31 dicembre 2018) si analizzano come segue:

(milioni di euro)	Saldo iniziale	Accantonamenti	Utilizzi	Altre variazioni	Saldo finale
31.12.2018
Fondo per imposte	69	6	(10)	-	65
Fondo rischi per contenziosi	74	69	(17)	-	126
Fondo copertura perdite di imprese partecipate	2	43	-	(4)	41
Fondo spese contrattuali e perdite su commesse pluriennali	50	34	(46)	19	57
Fondo esodi agevolati	25	-	(18)	-	7
Altri fondi	120	10	(74)	(22)	34
Totale	340	162	(165)	(7)	330
30.06.2019
Fondo per imposte	65	-	-	-	65
Fondo rischi per contenziosi	126	1	(4)	-	123
Fondo copertura perdite di imprese partecipate	41	32	-	(37)	36
Fondo spese contrattuali e perdite su commesse pluriennali	57	14	(19)	(6)	46
Fondo esodi agevolati	7	-	(4)	-	3
Altri fondi	34	6	(5)	-	35
Totale	330	53	(32)	(43)	308

Il fondo per imposte di 65 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 Gruppo Saipem opera in numerosi Paesi con legislazioni fiscali complesse alle quali si attiene grazie anche al supporto di consulenti fiscali locali. In alcune di queste giurisdizioni, il Gruppo sta gestendo tramite ricorsi alcune richieste avanzate dalle autorità fiscali, dalle quali gli amministratori ritengono che non deriveranno ulteriori oneri significativi rispetto a quanto già accantonato.

Il fondo rischi per contenziosi ammonta a 123 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 36 milioni di euro e accoglie le perdite delle imprese partecipate che eccedono il valore di carico della partecipazione. Le altre variazioni si riferiscono principalmente al versamento copertura perdite pregresse.

Il fondo spese contrattuali e perdite su commesse pluriennali ammonta a 46 milioni di euro e include la stima di perdite su commesse pluriennali del segmento Engineering & Construction Offshore e Onshore per 22 milioni di euro e il fondo costi finali di progetto per un ammontare di 24 milioni di euro.

Il fondo esodi agevolati ammonta a 3 milioni di euro e si riferisce ad accantonamenti effettuati da controllate estere.

Gli altri fondi ammontano a 35 milioni di euro sono relativi ad accantonamenti per altri rischi e oneri diversi.

Fondi per benefici ai dipendenti 28

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I fondi per benefici ai dipendenti ammontano a 224 milioni di euro (208 milioni di euro al 31 dicembre 2018).

Passività per imposte differite 29

Le passività per imposte differite di 30 milioni di euro (18 milioni di euro al 31 dicembre 2018) sono indicate al netto delle attività per imposte anticipate compensabili che ammontano a 115 milioni di euro.

(milioni di euro)	31.12.2018	Accantonamenti	Utilizzi	da conversione Differenze di cambio	Altre variazioni	30.06.2019
Passività per imposte differite	18	26	(8)	-	(6)	30
Totale	18	26	(8)	-	(6)	30

La voce "Altre variazioni", negativa per 6 milioni di euro, comprende: (i) la compensazione a livello di singola impresa delle imposte anticipate con le passività per imposte differite (negativa per 10 milioni di euro); (ii) la rilevazione (positiva per 1 milione 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 3 milioni di euro).

L'analisi delle passività per imposte differite è indicata alla nota 19 "Attività per imposte anticipate".

Altre passività non correnti 30

Le altre passività non correnti di 3 milioni di euro (9 milioni di euro al 31 dicembre 2018) si analizzano come segue:

31.12.2018 (milioni di euro)		30.06.2019
Fair value su strumenti finanziari derivati	9	3
Totale	9	3

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota 31 "Strumenti finanziari derivati".

Strumenti finanziari derivati 31

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	31.12.2018		30.06.2019
	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	-	1	-	2
- vendite	-	-	-	-
Contratti a termine su valute (componente Spot)
- acquisti	4	5	2	2
- vendite	3	37	7	17
Contratti a termine su valute (componente Forward)
- acquisti	2	-	2	2
- vendite	(1)	18	(2)	22
Contratti a termine su merci (componente Forward)
- acquisti	-	1	-	1
- vendite	-	-	-	-
Totale contratti derivati qualificati di copertura	8	62	9	46
Contratti derivati non qualificati di copertura
Contratti a termine su valute (componente Spot)
- acquisti	2	4	6	1
- vendite	6	21	4	12
Contratti a termine su valute (componente Forward)
- acquisti	1	(1)	-	-
- vendite	(1)	10	(1)	9
Contratti a termine su merci (componente Forward)
- acquisti	-	-	-	-
- vendite	-	-	-	-
Totale contratti derivati non qualificati di copertura	8	34	9	22
Totale contratti derivati	16	96	18	68
Di cui:
- correnti	16	86	16	63
- non correnti (comprende IRS, nota 25 "Passività finanziarie")	-	10	2	5

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:

	31.12.2018		30.06.2019
(milioni di euro)	Attivo	Passivo	Attivo	Passivo
Impegni di acquisto
Contratti derivati qualificati di copertura:
- contratti su tassi di interesse	-	150	-	150
- contratti su valute	250	424	181	355
- contratti su merci	-	21	-	16
Contratti derivati non qualificati di copertura:
- contratti su valute	214	438	205	183
	464	1.033	386	704
Impegni di vendita
Contratti derivati qualificati di copertura:
- contratti su valute	342	1.330	463	1.005
Contratti derivati non qualificati di copertura:
- contratti su valute	566	1.297	347	1.120
	908	2.627	810	2.125

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 dell'esercizio.

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 2019 con il valore attuale ricalcolato alle condizioni quotate dal mercato alla data di chiusura dell'esercizio. Il modello utilizzato è quello del Valore Attuale Netto (VAN); i parametri sono il tasso di cambio spot negoziale e quello alla chiusura dell'esercizio 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 (1 milione di euro al 31 dicembre 2018), è classificato nella nota 25 "Passività finanziarie". 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 2019 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 2019 sono previsti in un arco temporale fino al 2020.

Nel corso del primo semestre del 2019 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 2019 ammonta a 9 milioni di euro (8 milioni di euro al 31 dicembre 2018). A fronte di tali derivati, la componente spot, pari a 9 milioni di euro (7 milioni di euro al 31 dicembre 2018), è stata sospesa nella riserva di hedging.

Il fair value passivo su contratti derivati qualificati di copertura al 30 giugno 2019, ammonta a 46 milioni di euro (62 milioni di euro al 31 dicembre 2018). A fronte di tali derivati, la componente spot, pari a 19 milioni di euro, è stata sospesa nella riserva di hedging (46 milioni di euro al 31 dicembre 2018), mentre la componente forward è stata contabilizzata nei proventi e oneri finanziari per 24 milioni di euro (18 milioni di euro al 31 dicembre 2018).

Relativamente ai contratti su merci il fair value di 1 milione di euro è stato sospeso nella riserva di hedging.

Nel corso del primo semestre del 2019 i costi e i ricavi della gestione caratteristica sono stati rettificati per un importo netto negativo di 30 milioni di euro a fronte delle coperture effettuate.

Attività destinate alla vendita 32

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Nel mese di febbraio 2019 Saipem SA ha concluso la cessione della sua partecipazione in Tecnoprojecto International Projectos e Realizações Industriais SA. Al 30 giugno 2019 non sono presenti attività destinate alla vendita.

Patrimonio netto 33

Capitale e riserve di terzi azionisti

Il capitale e riserve di terzi azionisti ammonta al 30 giugno 2019 a 38 milioni di euro (74 milioni di euro al 31 dicembre 2018). Nel corso del primo semestre 2019 si segnala che la società Snamprogetti Netherlands BV ha acquisito l'interessenza partecipativa di terzi pari al 30% delle azioni della società Snamprogetti Engineering & Contracting Co Ltd, che pertanto al 30 giugno 2019 risulta interamente detenuta dal Gruppo.

La tabella seguente sintetizza l'effetto delle variazioni.

(milioni di euro)	31.12.2018
Valore consolidato della quota di terzi acquisita	7
Corrispettivo versato ai terzi	15
Decremento del patrimonio netto attribuibile al Gruppo	(8)

Il decremento del patrimonio netto attribuibile al Gruppo comprende:

• un decremento delle altre riserve di patrimonio netto di 7 milioni di euro e
• un decremento della riserva per differenze cambio da conversione di 1 milione di euro.

Patrimonio netto di Saipem

Il patrimonio netto di Saipem ammonta al 30 giugno 2019 a 3.991 milioni di euro (3.962 milioni di euro al 31 dicembre 2018) e si analizza come segue:

(milioni di euro)	31.12.2018	30.06.2019
Capitale sociale	2.191	2.191
Riserva sopraprezzo delle azioni	553	553
Riserva legale	88	88
Riserva per cash flow hedge	(40)	(23)
Riserva di fair value strumenti finanziari disponibili per la vendita	(3)	(2)
Riserva per differenze di cambio	(107)	(53)
Riserva benefici definiti per dipendenti	(21)	(21)
Altre	(39)	(46)
Utili relativi a esercizi precedenti	1.907	1.385
Utile (perdita) del periodo	(472)	14
Riserva negativa per azioni proprie in portafoglio	(95)	(95)
Totale	3.962	3.991

Il patrimonio netto di Saipem al 30 giugno 2019 comprende riserve distribuibili per 1.388 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 17 milioni di euro.

Capitale sociale

Al 30 giugno 2019 il capitale sociale di Saipem SpA, interamente versato, ammonta a 2.191 milioni di euro, corrispondente a 1.010.977.439 azioni tutte prive dell'indicazione del valore nominale, di cui 1.010.966.841 azioni ordinarie e 10.598 azioni di risparmio.

Riserva sopraprezzo delle azioni

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Ammonta al 30 giugno 2019 a 553 milioni di euro (553 milioni di euro al 31 dicembre 2018).

Altre riserve

Le altre riserve al 30 giugno 2019 sono negative per 57 milioni di euro (negative per 122 milioni di euro al 31 dicembre 2018) e si compongono come segue:

(milioni di euro)	31.12.2018	30.06.2019
Riserva legale	88	88
Riserva per cash flow hedge	(40)	(23)
Riserva di fair value strumenti finanziari disponibili per la vendita	(3)	(2)
Riserva per differenze di cambio	(107)	(53)
Riserva benefici definiti per dipendenti	(21)	(21)
Altre	(39)	(46)
Totale	(122)	(57)

Riserva legale

Ammonta al 30 giugno 2019 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 23 milioni di euro (negativa per 40 milioni di euro al 31 dicembre 2018) 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 2019.

La riserva per cash flow hedge è esposta al netto dell'effetto fiscale di 5 milioni di euro (9 milioni di euro al 31 dicembre 2018).

Riserva di fair value strumenti finanziari disponibili per la vendita

La riserva negativa per 2 milioni di euro comprende il fair value di strumenti finanziari disponibili per la vendita

Riserva per differenze di cambio

La riserva è negativa per 53 milioni di euro (negativa per 107 milioni di euro al 31 dicembre 2018) e riguarda le differenze cambio da conversione in euro dei bilanci espressi in moneta diversa dall'euro (principalmente il dollaro USA). La variazione è principalmente dovuta alla modifica della valuta funzionale di una società controllata.

Riserva benefici definiti per dipendenti

La riserva presenta un saldo negativo di 21 milioni di euro (negativa per 21 milioni di euro al 31 dicembre 2018), al netto dell'effetto fiscale di 6 milioni di euro.

Tale riserva, in accordo con le disposizioni dello IAS 19, accoglie gli utili e le perdite attuariali relative ai piani a benefici definiti per i dipendenti. Tali rivalutazioni non sono oggetto di successiva imputazione a conto economico.

Altre

Le altre riserve negative per 46 milioni di euro (negative per 39 milioni di euro al 31 dicembre 2018) si analizzano come segue:

• positive per 2 milioni di euro riguardano la riserva di rivalutazione costituita dal saldo attivo di rivalutazione conseguente l'applicazione della legge n. 413 del 30 dicembre 1991, art. 26 (in caso di distribuzione il 5% della riserva concorre a formare il reddito imponibile della Società ed è soggetto all'aliquota del 24%);
• negative per 41 milioni di euro per effetto rilevato a riserva a seguito dell'acquisizione negli anni precedenti di interessenze di terzi relativi a una società controllata;
• negative per 7 milioni di euro per l'effetto di periodo rilevato a riserva a seguito dell'acquisto del 30% di interessenze di terzi relativi alla società Snamprogetti Engineering & Contracting Co Ltd.

Riserva negativa per azioni proprie in portafoglio

La riserva negativa ammonta a 95 milioni di euro (95 milioni di euro al 31 dicembre 2018) e accoglie il valore delle azioni proprie destinate all'attuazione dei piani di incentivazione a lungo termine a beneficio dei dirigenti del Gruppo.

Il dettaglio delle azioni proprie è il seguente:

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	Numero azioni	Costo medio (euro)	(milioni di euro) complessivo Costo	Capitale sociale (%)
Azioni proprie in portafoglio al 1˚ gennaio 2019	14.756.335	6,446	95	1,46
Acquisti anno 2019	-	-	-	-
Assegnazioni	-	-	-	-
Azioni proprie in portafoglio al 30 giugno 2019	14.756.335	6,446	95	1,46

Il capitale sociale al 30 giugno 2019 ammonta a 2.191.384.693 euro. Alla stessa data le azioni in circolazione sono 996.221.104.

Altre informazioni 34

Informazioni supplementari del rendiconto finanziario

(milioni di euro)	31.12.2018	30.06.2019
Analisi dei disinvestimenti in imprese uscite dall'area di consolidamento e rami d'azienda
Attività correnti	-	1
Attività non correnti	-	-
Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto)	-	-
Passività correnti e non correnti	-	(1)
Effetto netto dei disinvestimenti	-	-
Valore corrente della quota di partecipazioni mantenute dopo la cessione del controllo	-	-
Plusvalenza per disinvestimenti	-	-
Interessenza di terzi	-	-
Totale prezzo di vendita	-	-
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti	-	-
Flusso di cassa dei disinvestimenti	-	-

I disinvestimenti del primo semestre 2019 riguardano la cessione di un ramo aziendale da parte della società Sofresid Engineering SA.

Garanzie, impegni e rischi 35

Garanzie

Le garanzie ammontano a 5.694 milioni di euro (5.461 milioni di euro al 31 dicembre 2018), così suddivise:

		31.12.2018			30.06.2019
(milioni di euro)	Fidejussioni	Altre garanzie personali	Totale	Fidejussioni	Altre garanzie personali	Totale
Imprese joint venture e collegate	207	173	380	183	173	356
Imprese consolidate	47	234	281	49	202	251
Proprie	-	4.800	4.800	-	5.087	5.087
Totale	254	5.207	5.461	232	5.462	5.694

Le altre garanzie personali prestate nell'interesse di imprese consolidate ammontano a 202 milioni di euro (234 milioni di euro al 31 dicembre 2018) 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 44 "Rapporti con parti correlate".

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 55.019 milioni di euro (46.040 milioni di euro al 31 dicembre 2018), comprensivo sia della parte di lavori già eseguiti sia della quota parte del portafoglio ordini residuo al 30 giugno 2019.

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

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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 alcuni 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 avuto ad oggetto presunte ipotesi corruttive che, secondo la Procura della Repubblica di Milano, si sarebbero verificate fino a epoca successiva al marzo 2010, relativamente ad alcuni contratti che la Società ha acquisito in Algeria. Nell'ambito di tale procedimento risultavano 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 di Amministrazione, confermando la massima collaborazione con gli organi inquirenti, nel luglio 2013 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 con-

seguente indicazione "nelle dichiarazioni consolidate nazionali di Saipem SpA [di] elementi attivi per un ammontare inferiore a quello effettivo, come segue: anno 2008: -85.935.000 euro; anno 2009: -54.385.926 euro".

Il processo penale in Italia: il 26 febbraio 2015 il Giudice dell'Udienza Preliminare di Milano ha notificato presso lo studio del difensore di Saipem SpA l'avviso di fissazione dell'udienza preliminare unitamente alla richiesta di rinvio a giudizio formulata dalla Procura di Milano l'11 febbraio 2015. Lo stesso provvedimento è stato notificato, oltre che a Saipem SpA, a 8 persone fisiche e alla persona giuridica Eni SpA. Il Giudice dell'Udienza Preliminare ha fissato l'udienza per il giorno 13 maggio 2015. Nel corso di tale udienza l'Agenzia delle Entrate si è costituita parte civile nel procedimento, mentre altre richieste di costituzione di parte civile sono state respinte.

Il 2 ottobre 2015 il Giudice dell'Udienza Preliminare ha rigettato le questioni di incostituzionalità e relative alla prescrizione presentate dalle difese e ha pronunciato i seguenti provvedimenti:

• (i) sentenza di non doversi procedere per difetto di giurisdizione nei confronti di un imputato;
• (ii) sentenza di non luogo a procedere nei confronti di tutti gli imputati relativamente all'ipotesi che il pagamento delle commissioni per il progetto MLE da parte di Saipem (circa 41 milioni di euro) possa essere servito per consentire a Eni di acquisire i consensi ministeriali algerini per l'acquisizione di First Calgary e per l'estensione di un giacimento in Algeria (CAFC). Tale provvedimento contiene anche la decisione di proscioglimento di Eni, dell'ex Amministratore Delegato-CEO di Eni e di un dirigente Eni relativamente a ogni altra ipotesi di reato;
• (iii) decreto che dispone il giudizio, tra gli altri, per Saipem e per 3 ex dipendenti di Saipem (l'ex Vice Presidente e Amministratore Delegato-CEO, l'ex Chief Operating Officer della Business Unit Engineering & Construction e l'ex Chief Financial Officer) con riferimento all'accusa di corruzione internazionale formulata dalla Procura secondo la quale gli stessi imputati avrebbero concorso a consentire, sulla base di criteri di mero favoritismo, l'aggiudicazione a Saipem di 7 contratti in Algeria. Per le sole persone fisiche (non per Saipem) il rinvio a giudizio è stato pronunciato anche con riferimento all'ipotesi di dichiarazione fraudolenta (reato fiscale) promossa dalla Procura.

Nella medesima data, all'esito dell'udienza relativa a uno stralcio del procedimento principale, il Giudice dell'Udienza Preliminare di Milano ha pronunciato sentenza di patteggiamento ex art. 444 c.p.p. per un ex dirigente di Saipem SpA.

Avverso i primi due provvedimenti la Procura della Repubblica presso il Tribunale di Milano e la Procura Generale presso la Corte d'Appello di Milano hanno proposto il 17 novembre 2015 ricorso in Cassazione. Il 24 febbraio 2016 la Corte di Cassazione, accogliendo il ricorso presentato dalla Procura di Milano, ha disposto la trasmissione degli atti a un nuovo Giudice per l'Udienza Preliminare presso il Tribunale di Milano, per la celebrazione di una nuova Udienza Preliminare.

Con riferimento a tale filone del procedimento (cd. "filone Eni"), in data 27 luglio 2016 il nuovo Giudice per l'Udienza Preliminare ha disposto il rinvio a giudizio di tutti gli imputati.

L'11 novembre 2015, in occasione della pubblicazione del report di responsabilità sociale 2015 della Procura di Milano, è stato reso noto che: "recentemente è stato posto in esecuzione un provvedimento di sequestro preventivo del GIP di Milano fino all'ammontare di 250 milioni di euro su beni degli imputati. Il provvedimento conferma il blocco già disposto da autorità estere di somme liquide su conti bancari di Singapore, Hong Kong, Svizzera e Lussemburgo per un importo totale superiore a 100 milioni di euro". Saipem non risulta destinataria di alcuna di tali misure; si è appreso, comunque, che i sequestri hanno colpito beni personali dell'ex Chief Operating Officer della Società e di altri due imputati.

Parallelamente, a seguito del decreto che dispone il giudizio pronunciato il 2 ottobre 2015 dal Giudice dell'Udienza Preliminare, il 2 dicembre 2015 si è tenuta la prima udienza avanti il Tribunale di Milano nel procedimento del cd. "filone Saipem". Nel corso di tale udienza Sonatrach ha chiesto di costituirsi parte civile nei confronti delle sole persone fisiche imputate. Anche il Movimento cittadini algerini d'Italia e d'Europa ha presentato richiesta di costituzione di parte civile. L'Agenzia delle Entrate ha confermato la richiesta di parte civile nei confronti delle sole persone fisiche imputate di dichiarazione fraudolenta. All'udienza del 25 gennaio 2016 il Tribunale di Milano ha rigettato la richiesta di costituzione di parte civile di Sonatrach e del Movimento cittadini algerini d'Italia e d'Europa. Il Tribunale ha rinviato all'udienza del 29 febbraio 2016 riservandosi di merito alla decisione sulle eccezioni di nullità relative al decreto di rinvio a giudizio fatte valere dagli imputati.

All'udienza del 29 febbraio 2016 il Tribunale ha riunito il procedimento con altro pendente nei confronti di un unico imputato persona fisica (nei cui confronti Sonatrach si è costituita parte civile) e ha rigettato le eccezioni di nullità del decreto di rinvio a giudizio, invitando la Procura a riformulare il capo d'imputazione relativamente a un imputato, rinviando il procedimento al 21 marzo 2016. Il Tribunale poi ha rinviato il procedimento all'udienza del 5 dicembre 2016, al fine di valutare la riunione con il procedimento descritto in precedenza (cd. "filone Eni") per il quale in data 27 luglio 2016 il Giudice per l'Udienza Preliminare ha disposto il rinvio a giudizio di tutti gli imputati.

Con provvedimento del 28 dicembre 2016 il Presidente del Tribunale di Milano ha autorizzato la richiesta di astensione del Presidente del Collegio giudicante.

All'udienza del 16 gennaio 2017 i due procedimenti (cd. "filone Saipem" e cd. "filone Eni") sono stati riuniti dinanzi a un nuovo Collegio nominato il 30 dicembre 2016.

Esaurita l'istruttoria dibattimentale con l'udienza del 12 febbraio 2018, nelle successive udienze del 19 febbraio 2018 e del 26 febbraio 2018 si è tenuta la requisitoria del Pubblico Ministero.

Ritenute preliminarmente non concedibili agli imputati le attenuanti generiche e, di contro, ritenuta sussistente l'aggravante del reato transnazionale, il Pubblico Ministero ha formulato le proprie richieste di pena nei confronti delle persone fisiche imputate.

Per quanto riguarda Saipem SpA ed Eni SpA il Pubblico Ministero ha avanzato una richiesta di condanna alla sanzione pecuniaria di 900.000 euro, per ciascuna società. Inoltre, il Pubblico Ministero ha chiesto l'applicazione della "confisca per equivalente di quanto in sequestro", relativamente ad alcuni sequestri eseguiti in precedenza nei confronti di alcune persone fisiche imputate. La richiesta di applicazione della confisca non ha riguardato, quindi, Saipem SpA.

All'udienza del 5 marzo 2018:

(i) l'Agenzia delle Entrate ha domandato la condanna delle sole persone fisiche imputate così come richiesta dal Pubblico Ministero con la condanna delle sole persone fisiche imputate al risarcimento del danno patrimoniale e non patrimoniale a favore dell'Agenzia delle Entrate da liquidarsi in via equitativa e con una provvisionale di 10 milioni di euro;

(ii) Sonatrach ha chiesto la condanna dell'imputato Samyr Ourayed con la condanna di quest'ultimo al risarcimento del danno da liquidarsi in via equitativa.

Il 19 settembre 2018 si sono concluse le udienze dedicate alla discussione da parte delle difese e alle repliche da parte del Pubblico Ministero e delle difese.

La decisione di primo grado del Tribunale di Milano: il 19 settembre 2018 il Tribunale di Milano ha pronunciato la sentenza di primo grado.

Il Tribunale di Milano ha condannato, tra gli altri, anche alcuni ex manager di Saipem SpA per i reati di corruzione internazionale e ha, inoltre, condannato Saipem SpA al pagamento della sanzione pecuniaria di 400.000 euro, quale asserita responsabile dell'illecito amministrativo ai sensi del D.Lgs. n. 231/2001 con riferimento al reato di corruzione internazionale.

Gli ex manager di Saipem SpA condannati dal Tribunale di Milano avevano tutti lasciato la Società tra il 2008 e il 2012.

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Il Tribunale ha, altresì, disposto la confisca, quale asserito profitto del reato, della somma complessiva di circa 197 milioni di euro nei confronti di tutte le persone fisiche condannate (e tra questi di alcuni ex manager della Società).

Il Tribunale ha, altresì, disposto la confisca, quale asserito prezzo del reato, della somma complessiva di circa 197 milioni di euro nei confronti di Saipem ai sensi dell'art. 19 del D.Lgs. n. 231/2001.

Per quanto emerso nel corso del procedimento e dalle richieste del Pubblico Ministero, allo stato, risulta già in essere da tempo un sequestro preventivo finalizzato alla confisca per un importo pari a complessivi circa 160 milioni di euro nei confronti di alcune persone fisiche – diverse dalla Società – tutte condannate con la sentenza di primo grado.

La decisione del Tribunale di primo grado non è esecutiva. Le motivazioni della sentenza di primo grado sono state depositate dal Tribunale di Milano il 18 dicembre 2018.

Il giudizio dinanzi alla Corte di Appello di Milano: il 1° febbraio 2019 Saipem SpA ha impugnato dinanzi alla Corte di Appello di Milano la sentenza di primo grado. Risulta che anche le persone fisiche condannate in primo grado hanno appellato la sentenza di primo grado. Anche la Procura della Repubblica di Milano ha impugnato la sentenza di primo grado chiedendo, in riforma di tale sentenza che sia pronunciata dalla Corte di Appello la condanna di Eni SpA, dell'ex Amministratore Delegato-CEO di Eni e di un suo manager "alle pene, e alle sanzioni amministrative pecuniarie e interdittive, ritenute di giustizia". La Procura della Repubblica di Milano ha chiesto, inoltre, sempre in riforma della sentenza impugnata di "condannare la società Saipem alle sanzioni amministrative interdittive ritenute di giustizia". Il 14 febbraio 2019 i difensori di Saipem hanno depositato una memoria nella quale hanno eccepito: (i) l'inammissibilità dell'impugnazione da parte della Procura della Repubblica della decisione del Tribunale di non ritenere applicabili a Saipem SpA le sanzioni interdittive; e/o (ii) l'inapplicabilità delle sanzioni interdittive richieste dalla Procura della Repubblica nei confronti di Saipem SpA.

L'inizio del processo di secondo grado è stato comunicato in data 18 giugno 2019 ai difensori di Saipem con un decreto di citazione davanti alla Corte di Appello di Milano che prevede la fissazione delle udienze dinanzi alla Corte di Appello per il 30 ottobre 2019, 13 novembre 2019 e 27 novembre 2019.

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 estendeva 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 decorsi oltre quasi quattro anni da tale scadenza, 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 40.000 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 40.000 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 30.000 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 71 milioni di euro (importo calcolato al cambio del 30 giugno 2019), che sono stati bloccati nel 2010.

L'ente committente Sonatrach, che si era costituita parte civile nel procedimento, si è riservata di far valere in sede civile le proprie pretese. La richiesta di costituzione di parte civile del Trèsor Civil algerino è invece stata rigettata.

La decisione del 2 febbraio 2016 del Tribunale di Algeri, in attesa del deposito delle relative motivazioni, è stata impugnata dinanzi alla Corte di Cassazione: da Saipem Contracting Algérie (che aveva chiesto l'assoluzione e aveva preannunciato che avrebbe impugnato la decisione); dal Procuratore Generale (che aveva chiesto la condanna a 5 milioni di dinari algerini e la confisca, richieste respinte dal Tribunale, che – come detto – ha invece condannato Saipem Contracting Algérie al minore importo di circa 4 milioni di dinari algerini); dal Trésor Civil (la cui richiesta di costituirsi parte civile contro Saipem Contracting Algérie è stata – come detto – respinta dal Tribunale); da tutti gli altri condannati, relativamente alle statuizioni che li riguardano.

Per effetto delle citate impugnazioni, la decisione del Tribunale di Algeri è sospesa di pieno diritto e, quindi, rimangono sospesi, in pendenza del giudizio di Cassazione, l'esecuzione:

• dell'irrogazione dell'ammenda di circa 30.000 euro; e

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• dello sblocco dei due conti correnti il cui saldo totale ammonta a circa 71 milioni di euro (importo calcolato al cambio del 30 giugno 2019). Sonatrach non ha impugnato la decisione del Tribunale, coerentemente con la sua richiesta, accolta dal medesimo Tribunale, di riservarsi di svolgere un'eventuale successiva azione di risarcimento danni in un procedimento civile. Tale azione civile non è stata avviata da Sonatrach.

Con la decisione del 17 luglio 2019 la Corte di Cassazione algerina ha cassato integralmente la decisione del Tribunale di Algeri del 2 febbraio 2016 ragion per cui il Tribunale di Appello di Algeri dovrà pronunciarsi sul tema avviando un nuovo processo. La futura decisione del Tribunale di Appello di Algeri potrà essere impugnata dinanzi alla Corte di Cassazione algerina.

Le motivazioni della decisione della Corte di Cassazione algerina non sono disponibili e si prevede possano essere pubblicate nel corso del mese di settembre 2019.

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. Successivamente a tale convocazione non sono seguite ulteriori attività o richieste.

Risoluzione amichevole delle divergenze - Accordo Saipem Sonatrach - Comunicato Stampa del 14 febbraio 2018: il 14 febbraio 2018 è stato emesso il seguente comunicato stampa congiunto per informare come segue:

"Sonatrach e Saipem comunicano di aver definito amichevolmente le reciproche divergenze.

San Donato Milanese (MI), 14 febbraio 2018 - Sonatrach e Saipem hanno concordato di risolvere amichevolmente le loro reciproche divergenze e hanno firmato un accordo per porre fine alle procedure in corso relative al contratto per la costruzione di un impianto di liquefazione di gas ad Arzew (Arzew), al contratto per la costruzione di tre treni di GPL, di un'unità di separazione di olio (LDPH) e di impianti di produzione di condensati ad Hassi Messaoud (LPG), al contratto per la realizzazione dell'oleodotto GPL LZ2 da 24 pollici (linea e stazione) ad Hassi R'Mel (LZ2) e al contratto per la realizzazione di un'unità di produzione di gas e petrolio nel campo di Menzel Ledjmet per conto dell'associazione Sonatrach/FCP (MLE). Questo accordo è il risultato di un dialogo costruttivo e rappresenta un passo importante nelle relazioni tra le due società. Sonatrach e Saipem hanno espresso soddisfazione per aver raggiunto un accordo definitivo che pone fine a un contenzioso pregiudizievole per entrambe le società".

Indagini preliminari 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 al cambio attuale di circa 56 milioni di euro). Ciò sarebbe stato 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 reals 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 ha prestato la massima collaborazione alle indagini e ha avviato lo svolgimento di un intervento di audit anche con l'ausilio di un consulente esterno. L'attività di audit ha preso in esame i nominativi delle numerose società e persone che i media hanno riferito essere oggetto di indagini da parte dell'autorità giudiziaria brasiliana. Il Report di audit, emesso il 14 luglio 2016, ha dato atto dell'assenza di comunicazioni o documenti relativi a transazioni e/o movimentazioni finanziarie tra società del Gruppo Saipem e il personale di Petrobras oggetto di indagini.

I testimoni ascoltati nel procedimento penale in corso in Brasile contro tale ex collaboratore, nonché nell'ambito dei lavori della Commissione parlamentare di inchiesta istituita in Brasile sul caso "Lava Jato", hanno riferito di non essere a conoscenza di irregolarità relativamente alle attività di Saipem.

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 reals brasiliani (pari a circa 26.000 euro) da lui subìta nell'ottobre del 2011, ha dichiarato che si trattava di denaro necessario per corrispondere le spese relative agli immobili di una società da lui gestita per conto di un soggetto terzo rispetto a Saipem (trattasi dell'ex funzionario Petrobras imputato nel medesimo procedimento che ha confermato tale dichiarazione).

L'ex collaboratore di Saipem do Brasil ha inoltre affermato che il Gruppo Saipem non ha effettuato pagamenti corruttivi in quanto il sistema di compliance di Saipem ha impedito che questo avvenisse. Tale dichiarazione è stata confermata dall'ex funzionario Petrobras imputato nel medesimo procedimento. L'ex collaboratore di Saipem do Brasil e l'ex funzionario Petrobras imputato nel medesimo procedimento, pur offrendo una ricostruzione dei fatti parzialmente diversa, hanno riferito che l'ipotesi di alcuni pagamenti impropri sarebbe stata discussa con riferimento ad alcuni contratti di Saipem do Brasil, ma che in ogni caso non è stato effettuato alcun pagamento corruttivo dal Gruppo Saipem. L'ex collaboratore di Saipem do Brasil e l'ex funzionario Petrobras imputato nel medesimo procedimento hanno dichiarato che i contratti assegnati dal cliente al Gruppo Saipem sono stati vinti attraverso regolari procedure di gara. Il procedimento in Brasile nei confronti dell'ex collaboratore di Saipem do Brasil e di altre due persone fisiche imputate non si è ancora concluso con una sentenza definitiva. Nel corso del procedimento nei confronti dell'ex collaboratore di Saipem do Brasil non sono emerse prove di irregolarità nella gestione di gare assegnate da Petrobras al Gruppo Saipem e/o evidenza di pagamenti illeciti da parte del Gruppo Saipem in relazione a gare assegnate da Petrobras al Gruppo Saipem e/o evidenza di danni subìti da Petrobras in relazione a gare assegnate al Gruppo Saipem. Il Gruppo Saipem non è parte di tale procedimento.

Le attività di audit concluse nel 2016 sono state riavviate con il supporto del medesimo consulente terzo utilizzato in precedenza e con la stessa metodologia al fine di analizzare alcuni dati citati nel corso delle deposizioni del 9 giugno 2017.

Il Report di audit, emesso il 18 luglio 2018, ha confermato l'assenza di comunicazioni o documenti relativi a transazioni e/o movimentazioni finanziarie tra società del Gruppo Saipem e il personale di Petrobras oggetto di indagini.

Con comunicato stampa del 30 maggio 2019 Saipem SpA ha informato come segue:

"Saipem: notifica di procedimento amministrativo in Brasile alle controllate Saipem SA e Saipem do Brasil in relazione a un contratto assegnato nel 2011.

San Donato Milanese (MI), 30 maggio 2019 - Saipem SpA informa che oggi la società controllata francese Saipem SA e la società controllata brasiliana Saipem do Brasil hanno ricevuto dalla competente autorità amministrativa brasiliana (Controladoria-Geral da União attraverso la Corregedoria-Geral da União) la notifica dell'apertura di un procedimento amministrativo con riferimento a presunte irregolarità nell'assegnazione nel dicembre 2011 da parte della società brasiliana Petrobras, come leader del consorzio BMS 11, del contratto (del valore di circa 249 milioni di real attualmente equivalenti a circa 56 milioni di euro) per l'installazione di una gas pipeline per la connessione dei campi Lula e Cernambi nel Bacino di Santos.

Saipem SA e Saipem do Brasil coopereranno nel procedimento amministrativo fornendo i chiarimenti che saranno richiesti dalla competente autorità amministrativa e confidano nella correttezza dell'assegnazione del contratto sopra menzionato e sull'assenza di elementi per affermare la responsabilità amministrativa delle società".

Il procedimento amministrativo in questione si trova in fase iniziale.

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Indagini preliminari in corso - Procura della Repubblica presso il Tribunale di Milano - Iraq

Il 2 agosto 2018 la Procura della Repubblica presso il Tribunale di Milano ha notificato a Saipem SpA una richiesta di consegna di atti e documenti in relazione a pregresse attività (2010-2014) del Gruppo Saipem in Iraq e in particolare ai rapporti con il gruppo Unaoil. La richiesta contiene anche l'informazione che – in relazione a tali pregresse attività – Saipem SpA è soggetta a indagini per corruzione internazionale. Nel gennaio 2019 il Department of Justice statunitense, che ha affermato di avere da tempo in essere un'attività di indagine sulle attività e i rapporti di Unaoil e di essere a conoscenza della pendenza di un'inchiesta in Italia nei confronti di Saipem SpA da parte della Procura di Milano, ha chiesto a Saipem la disponibilità a una "voluntary production" di documenti relativi a pregresse attività del Gruppo Saipem in Iraq con il coinvolgimento di Unaoil e più in generale ai pregressi rapporti di Saipem con il gruppo Unaoil. Saipem ha confermato tale disponibilità. La "voluntary production" lascia totalmente impregiudicata qualsiasi questione relativa all'eventuale giurisdizione USA, aspetto rispetto alla quale il Department of Justice statunitense non ha indicato, allo stato, alcun elemento a supporto, chiedendo solo a Saipem collaborazione nell'ambito degli accertamenti che il Department of Justice statunitense ha in corso. Nell'ambito della citata "voluntary production" nel mese di marzo 2019

Saipem SpA attraverso i propri legali statunitensi ha consegnato al Department of Justice statunitense il materiale consegnato alla Procura della Repubblica presso il Tribunale di Milano nel 2018 al fine di riscontrare la sopra citata richiesta di consegna di atti e documenti ricevuta il 2 agosto 2018.

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, è proseguito a carico di ex dipendenti delle predette società, nonché nei confronti di dipendenti e dirigenti di alcune società fornitrici e delle stesse ai sensi del D.Lgs. n. 231/2001. Eni SpA, EniPower SpA e Snamprogetti SpA si sono costituite parti civili nell'udienza preliminare. L'udienza preliminare relativa al procedimento principale avanti il Giudice dell'Udienza Preliminare si è conclusa il 27 aprile 2009. Il giudice ha disposto il decreto di rinvio a giudizio di tutte le parti che non hanno fatto richiesta di patteggiamento, a esclusione di alcuni soggetti nei cui confronti è intervenuta la prescrizione. Nel corso dell'udienza del 2 marzo 2010 è stata confermata la costituzione di parte civile di Eni SpA, EniPower SpA e Saipem SpA nei confronti degli enti imputati ex D.Lgs. n. 231/2001. Sono stati altresì citati i responsabili civili delle ulteriori società coinvolte. All'udienza del 20 settembre 2011 è stato depositato il dispositivo della sentenza che ha previsto alcune condanne e diverse assoluzioni nei confronti dei numerosi imputati sia persone fisiche che giuridiche, queste ultime ritenute responsabili degli illeciti amministrativi, applicando quindi sanzioni pecuniarie e ordinando altresì la confisca per equivalente di ingenti somme. Il Tribunale ha altresì escluso la costituzione di parte civile nei confronti degli enti imputati in relazione agli illeciti amministrativi di cui al D.Lgs. n. 231/2001. Le parti condannate hanno provveduto a impugnare tempestivamente il suddetto provvedimento. Il 24 ottobre 2013 la Corte d'Appello di Milano ha pronunciato sentenza, sostanzialmente confermando la decisione di primo grado, riformandola parzialmente solo con riferimento ad alcune persone fisiche per le quali è stato dichiarato di non doversi procedere per intervenuta prescrizione. Gli imputati hanno proposto ricorso in Cassazione. La sezione VI penale della Suprema Corte, in data 10 novembre 2015, decidendo sui ricorsi presentati dalle parti avverso la sentenza della Corte d'Appello di Milano, ha annullato il provvedimento impugnato nei confronti delle persone giuridiche e, limitatamente alle statuizioni civili, nei confronti delle persone fisiche, e ha rinviato per un nuovo giudizio ad altra sezione della Corte d'Appello di Milano che ha fissato l'udienza per il 28 novembre 2017. All'udienza del 28 novembre 2017 la Corte d'Appello, decidendo in sede di rinvio dalla Corte di Cassazione, ha confermato la sentenza di primo grado, riformandola parzialmente, escludendo la responsabilità di due persone giuridiche e dichiarando di non doversi procedere contro un imputato nel frattempo deceduto, confermando per il resto la sentenza della Corte d'Appello non oggetto di annullamento da parte della Corte di Cassazione.

Il 17 luglio 2018 la Corte di Appello di Milano ha depositato la sentenza di secondo grado sostanzialmente lasciando invariato l'impianto decisorio della sentenza impugnata, confermando dunque le statuizioni della Corte di Appello di Milano del 24 ottobre 2013, anche in relazione alle parti civili. La Corte di Appello di Milano ha riformato l'impianto decisorio della sentenza impugnata solo limitatamente a due persone giuridiche per le quali è stata esclusa la responsabilità e a una persona fisica per la quale è stata dichiarata l'estinzione del reato.

Alcune parti del giudizio hanno presentato ricorso alla Corte di Cassazione.

Saipem, in quanto costituita parte civile quale parte offesa nei precedenti gradi di giudizio, è in attesa di ricevere la notifica della data di discussione del ricorso.

Fos Cavaou

Con riferimento al progetto di realizzazione del terminale di rigassificazione di Fos Cavaou ("FOS"), il cliente Société du Terminal Méthanier de Fos Cavaou ("STMFC", oggi Fosmax LNG) nel gennaio 2012 ha avviato un procedimento arbitrale presso la Camera di Commercio Internazionale di Parigi nei confronti del contrattista STS ["société en partecipation" di diritto francese composta da Saipem SA (50%), Tecnimont SpA (49%), Sofregaz SA (1%)]. L'11 luglio 2011 le parti avevano sottoscritto un protocollo di mediazione ai sensi del Regolamento di Conciliazione e Arbitrato della CCI di Parigi; la procedura di mediazione si era conclusa senza successo il 31 dicembre 2011 in quanto Fosmax LNG aveva rifiutato di prorogarne la scadenza.

Con memoria presentata a sostegno della propria richiesta, Fosmax LNG ha richiesto la condanna al pagamento di circa 264 milioni di euro per il risarcimento del danno asseritamente subìto, penalità di ritardo e costi sostenuti per il completamento dei lavori (cd. "mise en régie"). Della somma totale richiesta, circa 142 milioni di euro erano ascrivibili a perdita di profitto, voce contrattualmente esclusa dai danni risarcibili salvo il caso di dolo o colpa grave. STS ha depositato la propria memoria difensiva, comprensiva di domanda riconvenzionale, a titolo di risarcimento del danno dovuto all'eccessiva ingerenza di Fosmax LNG nell'esecuzione dei lavori e per il pagamento di extra works non riconosciuti dal cliente (con riserva di quantificarne l'ammontare nel prosieguo dell'arbitrato). Il 19 ottobre 2012 Fosmax LNG ha depositato la Mémoire en demande. Di contro STS ha depositato la propria Mémoire en défense il 28 gennaio 2013, precisando in 338 milioni di euro il valore della propria domanda riconvenzionale. Il 1° aprile 2014 si è tenuta la discussione finale. Sulla base del lodo depositato dal Collegio Arbitrale il 13 febbraio 2015, Fosmax LNG, il 30 aprile 2015, ha corrisposto a STS la somma, comprensiva di interessi, di 84.349.554,92 euro. La quota di tale somma di spettanza di Saipem SA è pari al 50%. Il 26 giugno 2015 Fosmax LNG ha impugnato il lodo avanti il Consiglio di Stato francese, chiedendone l'annullamento sull'asserito presupposto che il Collegio Arbitrale avrebbe erroneamente applicato alla materia il diritto privato in luogo del diritto pubblico. Il 18 novembre 2015 si è tenuta l'udienza dinanzi al Consiglio di Stato. Successivamente all'audizione del Rapporteur Public, i giudici hanno chiuso la fase del dibattimento. Il Rapporteur si è pronunciato per un rinvio al Tribunal des Conflits. Con decisione resa l'11 aprile 2016 il Tribunal des Conflits ha deciso per la competenza del Consiglio di Stato a decidere il merito della controversia, relativa al ricorso per annullamento della sentenza arbitrale del 13 febbraio 2015. Il 21 ottobre 2016 si è tenuta l'udienza di discussione avanti il Consiglio di Stato e il successivo 9 novembre quest'ultimo ha emesso la propria sentenza con la quale ha dichiarato parzialmente nullo il lodo del 13 febbraio 2015 con riferimento ai soli costi di mise en régie (quantificati da Fosmax in 36.359.758 euro), stabilendo che Fosmax avrebbe dovuto devolvere l'accertamento di detti costi nuovamente a un tribunale arbitrale, salvo diverso accordo delle parti.

In parallelo alla citata impugnazione avanti il Consiglio di Stato, Fosmax LNG, il 18 agosto 2015, aveva altresì proposto ricorso avanti la Corte d'Appello di Parigi per ottenere l'annullamento del lodo di cui era stata riconosciuta l'esecutorietà e che era stato notificato a Fosmax LNG il 24 luglio 2015 e/o la dichiarazione di nullità del relativo exequatur. Il 21 febbraio 2017 la Corte d'Appello si è dichiarata incompetente a decidere in merito all'annullamento del lodo e ha dichiarato di rinviare a successiva decisione la questione relativa all'asserita nullità dell'exequatur. Il 4 luglio 2017 la Corte ha annullato l'exequatur emesso dal Presidente del Tribunal de grande instance e condannato STS al pagamento delle spese (10.000 euro) di questa procedura in favore di Fosmax. Il 21 giugno 2017 Fosmax ha notificato a Sofregaz, Tecnimont SpA e Saipem SA una domanda di arbitrato con la quale ha richiesto che le predette società (in quanto membri della société en partecipation STS) siano condannate in via solidale al pagamento dei costi di mise en régie come sopra quantificati oltre interessi di ritardo e spese legali. Il Tribunale Arbitrale si è formalmente costituito il 19 gennaio 2018 con la conferma della nomina del suo Presidente e, in accordo con il calendario procedurale concordato tra le parti, il 13 aprile 2018 Fosmax ha depositato la propria Mémoire en demande nella quale ha quantificato le proprie domande in 35.926.872 euro oltre interessi moratori quantificati in circa 4,2 milioni di euro. STS ha depositato la propria memoria in risposta in data 13 luglio 2018 con la quale ha richiesto in via riconvenzionale che Fosmax sia condannata a pagare 2.155.239 euro oltre interessi a titolo di perdita di margine e 5.000.000 di euro a titolo di danno morale.

Le udienze si sono tenute dal 25 al 27 febbraio 2019; il lodo è atteso entro la fine del 2019.

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Corte di Cassazione - Delibera Consob n. 18949 del 18 giugno 2014 - Azioni risarcitorie

Procedimento dinanzi al GUP di Milano: con provvedimento adottato con delibera n. 18949 del 18 giugno 2014, Consob ha deliberato di applicare a Saipem SpA la sanzione amministrativa pecuniaria di 80.000 euro in relazione a un asserito ritardo nell'emissione del profit warning emesso dalla Società il 29 gennaio 2013 e, "Al fine di completare il quadro istruttorio", di trasmettere copia del medesimo provvedimento sanzionatorio adottato alla Procura della Repubblica presso il Tribunale di Milano. Il 12 marzo 2018 la Procura della Repubblica presso il Tribunale di Milano – all'esito delle indagini – ha notificato a Saipem SpA l'"Avviso all'indagato della conclusione delle indagini preliminari" con riferimento all'ipotesi di illecito amministrativo di cui agli artt. 5, 6, 7, 8, 25-ter, lett. b) e 25-sexies del D.Lgs. n. 231/2001, asseritamente commesso fino al 30 aprile 2013 "per non avere predisposto un modello organizzativo idoneo a prevenire la consumazione" dei seguenti asseriti reati:

• (i) reato di cui all'art. 185, D.Lgs. n. 58/1998 (in combinato disposto con l'art. 114, D.Lgs. n. 58/1998 e l'art. 68, comma 2, del Regolamento Emittenti), asseritamente commesso il 24 ottobre 2012, con riferimento al comunicato stampa diffuso al pubblico in ordine all'approvazione della trimestrale al 30 settembre 2012 di Saipem SpA e alla relativa conference call del 24 ottobre 2012 con gli analisti esterni;
• (ii) reato di cui all'art. 2622, cod. civ. (in continuità d'illecito con l'art. 2622, commi 1, 3 e 4, cod. civ., vecchia formulazione in vigore all'epoca dei fatti), asseritamente commesso il 30 aprile 2013, con riferimento ai bilanci d'esercizio consolidato e individuale 2012 di Saipem SpA approvati dal Consiglio di Amministrazione il 13 marzo 2013 e dall'Assemblea degli Azionisti il 30 aprile 2014;
• (iii) reato di cui all'art. 185, D.Lgs. n. 58/1998, asseritamente commesso dal 13 marzo 2013 al 30 aprile 2013, con riferimento ai comunicati diffusi al pubblico in ordine all'approvazione dei bilanci d'esercizio consolidato e individuale 2012 di Saipem SpA. Oltre alla Società, sono stati indagati in relazione alle ipotesi di cui sopra:
• per l'asserito reato sub (i): i due amministratori delegati e il Chief Operating Officer della Business Unit Engineering & Construction di Saipem SpA in carica alla data di diffusione del comunicato stampa del 24 ottobre 2012 in quanto gli stessi "mediante il comunicato stampa del 24 ottobre 2012 emesso in occasione dell'approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione della trimestrale al 30 settembre 2012 e nel corso della collegata conference call..., diffondevano notizie false – in quanto incomplete e reticenti – concernenti la situazione patrimoniale, economica e finanziaria della società Saipem SpA, ..., idonee a provocare una sensibile alterazione del prezzo delle azioni ordinarie di essa"; e
• per gli asseriti reati sub (ii) e (iii): l'Amministratore Delegato e il Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili e societari in carica alla data di approvazione dei bilanci d'esercizio consolidato e individuale 2012 di Saipem SpA in quanto gli stessi: in relazione all'asserito reato sub (ii), avrebbero "esposto nei bilanci d'esercizio consolidato e individuale 2012 di Saipem SpA, approvati dal Consiglio di Amministrazione e dall'Assemblea degli Azionisti in data 13 marzo 2013 e 30 aprile 2013, fatti materiali non rispondenti al vero, ancorché oggetto di valutazioni, nonché omesso informazioni la cui comunicazione è imposta dalla legge sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria di Saipem SpA, ..., e, in particolare:
  • in contrasto con quanto previsto dai paragrafi 14, 16, 17, 21, 23, 25, 26, 28 dello IAS 11 non rilevavano, nel costo a vita intera del progetto, extra-costi legati ai ritardi nell'esecuzione delle attività e alle penali da ritardo, ... per complessivi 245 milioni di euro:
  • e per l'effetto:
    • 1) iscrivevano a conto economico maggiori ricavi per 245 milioni di euro rispetto a quanto di competenza, sulla base di uno stato di avanzamento economico che non considerava gli extra-costi sopra descritti nei costi a vita intera, in contrasto con i paragrafi 25, 26 e 30 dello IAS 11;
    • 2) omettevano di rilevare la perdita attesa di pari importo ... come costo dell'esercizio, in contrasto con il paragrafo 36 dello IAS 11, così esponendo a conto economico un risultato d'esercizio superiore al reale di utile ante imposte di 1.349 milioni di euro, in luogo di quello effettivo di 1.106 milioni di euro, e un patrimonio netto superiore al reale di 17.195 milioni di euro, in luogo di quello effettivo di 16.959 milioni di euro...".

In relazione all'asserito reato sub (iii), "con i suddetti comunicati stampa diffondevano la notizia dell'approvazione del bilancio d'esercizio consolidato e individuale 2012 di Saipem SpA, nel quale erano esposti fatti materiali non corrispondenti al vero, e più precisamente ricavi superiore al reale per 245 milioni di euro e un EBIT superiore al reale per importo corrispondente, ...".

L'11 aprile 2018 è stato notificato a Saipem SpA il decreto di fissazione dell'udienza preliminare e contestuale avviso per il giorno 16 ottobre 2018, unitamente alla richiesta di rinvio a giudizio nei confronti di Saipem SpA formulata in data 6 aprile 2018 dal Pubblico Ministero.

Il 16 ottobre 2018 è iniziato il giudizio dinanzi al Giudice per l'Udienza Preliminare di Milano nel corso del quale hanno chiesto di costituirsi parte civile due persone fisiche.

All'udienza dell'8 gennaio 2019 il Giudice per l'Udienza Preliminare ha ammesso la costituzione di una parte civile nei confronti degli imputati persone fisiche e ha rigettato la seconda richiesta di costituzione di parte civile nei confronti di tutti gli imputati. Nessuna costituzione di parte civile è stata ammessa nei confronti di Saipem SpA.

A seguito delle discussioni delle parti e del Pubblico Ministero il Giudice per l'Udienza Preliminare ha rinviato la causa al 1° marzo 2019.

All'udienza del 1° marzo 2019 il Giudice dell'Udienza Preliminare ha disposto il rinvio a giudizio di Saipem SpA con riferimento all'ipotesi di illecito amministrativo di cui agli artt. 5, 6, 7, 8, 25-ter, lettera b) e 25-sexies del D.Lgs. n. 231/2001, asseritamente commesso fino al 30 aprile 2013 "per non avere predisposto un modello organizzativo idoneo a prevenire la consumazione" dei seguenti asseriti reati: (i) reato di cui all'art. 2622, cod. civ. ("false comunicazioni sociali"), asseritamente commesso il 30 aprile 2013, con riferimento ai bilanci d'esercizio consolidato e individuale 2012 di Saipem SpA; e (ii) reato di cui all'art. 185, D.Lgs. n. 58/1998 ("manipolazione del mercato"), asseritamente commesso dal 13 marzo 2013 al 30 aprile 2013, con riferimento ai comunicati diffusi al pubblico in ordine all'approvazione dei bilanci d'esercizio consolidato e individuale 2012 di Saipem SpA.

Il Giudice dell'Udienza Preliminare ha, invece, dichiarato con riferimento alla posizione di Saipem SpA l'estinzione per prescrizione dell'ipotesi di illecito amministrativo di cui agli artt. 5, 6, 7, 8, 25-ter, lettera b) e 25-sexies del D.Lgs. n. 231/2001, "per non avere predisposto un modello organizzativo idoneo a prevenire la consumazione" del seguente asserito reato: (iii) reato di cui all'art. 185, D.Lgs. n. 58/1998 ("manipolazione del mercato"), asseritamente commesso il 24 ottobre 2012, con riferimento al comunicato stampa diffuso al pubblico in ordine all'approvazione dei risultati al 30 settembre 2012 di Saipem SpA e alla relativa conference call del 24 ottobre 2012.

Il Giudice dell'Udienza Preliminare di Milano ha, inoltre, rinviato a giudizio: (a) per gli asseriti reati sub (i) e (ii) l'Amministratore Delegato e il Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili e societari in carica alla data di approvazione dei bilanci d'esercizio consolidato e individuale 2012 di Saipem SpA; (b) per l'asserito reato sub (iii) l'Amministratore Delegato e il Chief Operating Officer della Business Unit Engineering & Construction di Saipem SpA in carica alla data di diffusione del comunicato stampa del 24 ottobre 2012.

Tutte le persone fisiche rinviate a giudizio dal Giudice dell'Udienza Preliminare di Milano hanno da tempo lasciato la Società.

Il 23 maggio 2019 ha avuto inizio il giudizio di primo grado dinanzi al Tribunale Penale di Milano. L'udienza è stata rinviata il 4 giugno 2019 per l'assegnazione a nuova sezione del Tribunale Penale di Milano. In data 4 giugno 2019, dopo gli adempimenti previsti per la prima udienza incluso il deposito delle richieste di costituzione di parti civile, il Tribunale ha rinviato il procedimento all'udienza del 26 settembre 2019 al fine di consentire alle parti di meglio conoscere i termini e le condizioni delle richieste di costituzione di parte civile e delle istanze di citazione del responsabile civile Saipem SpA. All'udienza del 26 settembre 2019 il Tribunale deciderà sulle istanze di costituzione di parte civile e sulla richiesta di citazione di Saipem SpA quale responsabile civile. Le richieste di costituzione di parte civile sono state proposte da circa 700 investitori privati. Il complessivo importo di cui alle richieste di costituzione di parte civile non è determinato.

Saipem SpA il 28 luglio 2014 ha presentato ricorso alla Corte d'Appello di Milano per opporsi avverso la sopra citata delibera sanzionatoria di Consob n. 18949 del 18 giugno 2014. Con decreto depositato l'11 dicembre 2014 la Corte d'Appello di Milano ha rigettato l'opposizione proposta da Saipem SpA che ha, quindi, presentato ricorso in Cassazione avverso il decreto della Corte d'Appello di Milano. Il ricorso è stato discusso il 7 novembre 2017. Il 14 febbraio 2018 è stata depositata la decisione della Corte di Cassazione che ha respinto il ricorso di Saipem compensando integralmente le spese del giudizio di Cassazione in ragione della "assoluta novità della questione... concernente l'esegesi della locuzione 'senza indugio' figurante nel testo del comma 1 dell'art. 114 TUF".

Azioni giudiziarie in corso: 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 – il quale ha assunto il numero R.G. 28789/2015 – contestando integralmente le richieste avversarie, eccependone l'inammissibilità e, comunque, l'infondatezza nel merito.

Le parti hanno provveduto – come da ordinanza resa dal Giudice all'udienza del 31 maggio 2017 – al deposito delle memorie di cui all'art. 183, comma 6 c.p.c. Con la stessa ordinanza il Tribunale ha fissato al 1° febbraio 2018 l'udienza per l'eventuale ammissione dei mezzi istruttori.

Con la stessa ordinanza del 31 maggio 2017, il Tribunale ha disposto la separazione del giudizio per cinque degli attori e questo separato procedimento – il quale ha assunto il numero R.G. 28177/2017 – è stato dichiarato estinto ai sensi dell'art. 181 c.p.c. in data 7 novembre 2017.

A scioglimento della riserva assunta all'udienza del giorno 1° febbraio 2018, il Giudice, con ordinanza del 2 febbraio 2018, ha rinviato il procedimento all'udienza del 19 luglio 2018, ai sensi dell'art. 187, comma 2, c.p.c. Nel corso di tale udienza, dopo la precisazione delle conclusioni delle parti, il giudice ha assegnato alle stesse il termine per il deposito di memorie conclusionali e delle memorie di replica.

Il 2 ottobre 2018 Saipem ha provveduto al deposito della memoria conclusionale e in data 22 ottobre 2018 Saipem ha provveduto al deposito della memoria di replica.

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Il 9 novembre 2018 il Tribunale ha depositato la sentenza n. 11357 respingendo nel merito la domanda degli attori. Il Tribunale ha, infatti, statuito la mancata dimostrazione da parte degli attori del possesso di azioni Saipem nel periodo sopra indicato e ha condannato gli stessi attori al pagamento di 100.000 euro a favore di Saipem, a titolo di rimborso delle spese legali.

Gli investitori istituzionali il 31 dicembre 2018 hanno impugnato la sopra citata sentenza dinanzi alla Corte di Appello di Milano, chiedendone la riforma e domandando la condanna di Saipem al pagamento di circa 169 milioni di euro. La prima udienza dinanzi alla Corte di Appello di Milano è stata celebrata il 22 maggio 2019. A tale udienza il giudice dell'appello ha rinviato il giudizio all'udienza del 10 giugno 2020 per la precisazione delle conclusioni delle parti.

Con atto di citazione del 4 dicembre 2017, ventisette investitori istituzionali hanno convenuto in giudizio, innanzi al Tribunale di Milano – sezione specializzata in materia di impresa, Saipem SpA e due ex amministratori delegati della stessa società, domandandone la condanna in solido (rispetto ai due ex esponenti aziendali, limitatamente ai rispettivi periodi di permanenza in carica) al risarcimento dei danni, patrimoniali e non patrimoniali, pretesamente sofferti in ragione di un'asserita manipolazione delle informazioni rese al mercato nel periodo compreso tra gennaio 2007 e giugno 2013.

La responsabilità di Saipem SpA viene configurata ai sensi dell'art. 1218 c.c. (responsabilità contrattuale) ovvero ai sensi dell'art. 2043 c.c. (responsabilità extracontrattuale) o, ancora, ai sensi dell'art. 2049 c.c. (responsabilità dei padroni e dei committenti) per gli illeciti asseritamente compiuti dai due ex esponenti aziendali citati in giudizio.

Il danno non è stato inizialmente quantificato dagli investitori, i quali si sono riservati di procedere alla relativa determinazione nel corso del giudizio.

La Società si è costituita in giudizio contestando integralmente le richieste avversarie, eccependone l'inammissibilità e comunque l'infondatezza in fatto e in diritto.

Il 5 giugno 2018 si è tenuta la prima udienza. In tale udienza il giudice ha assegnato termini per memorie istruttorie, riservandosi all'esito dell'esame delle stesse memorie.

Le parti hanno ritualmente provveduto al deposito delle memorie di cui all'art. 183, comma 6, c.p.c. Nella memoria istruttoria ex art. 183, comma 6, n. 1, c.p.c., gli attori hanno provveduto alla quantificazione dei danni pretesamente sofferti nella misura di circa 139 milioni di euro. Nelle proprie memorie istruttorie Saipem e gli altri convenuti hanno rimarcato, in modo particolare, la mancata dimostrazione dell'acquisto, da parte degli attori, di azioni Saipem sul mercato secondario. Anche in ragione di tale difetto di prova da parte degli attori, tutte le parti convenute hanno, dunque, demandato al Tribunale di fissare udienza per la precisazione delle conclusioni ai sensi dell'art. 187 c.p.c.

La Società, il 9 novembre 2018, ha depositato la sentenza n. 11357 resa dal Tribunale di Milano il 9 novembre 2018 all'esito del procedimento R.G. n. 28789/2015, avendo tale provvedimento deciso le stesse questioni preliminari di merito sollevate da Saipem e dagli altri convenuti nel giudizio in esame, segnatamente con riferimento alla mancata prova dell'acquisto di azioni Saipem. Il Tribunale non ha ancora sciolto la riserva.

Richieste risarcitorie stragiudiziali e in sede di mediazione: in relazione ad asseriti ritardi nell'informativa al mercato, Saipem SpA ha ricevuto nel corso del 2015, del 2016, del 2017 e del 2018 alcune richieste stragiudiziali, nonché richieste di mediazione. Quanto alle richieste stragiudiziali, sono state avanzate: (i) nell'aprile 2015 da parte di 48 investitori istituzionali in proprio e/o per conto dei fondi rispettivamente gestiti per complessivi 291,9 milioni di euro circa, senza specificare il valore delle richieste di risarcimento di ciascun investitore/fondo (successivamente, 21 di questi investitori istituzionali insieme ad altri 8 hanno proposto richiesta di mediazione, per un ammontare complessivo pari a circa 159 milioni di euro; 5 di questi investitori istituzionali insieme ad altri 5 hanno proposto richiesta di mediazione, per un ammontare complessivo pari a circa 21,9 milioni di euro); (ii) nel settembre 2015 da parte di 9 investitori istituzionali in proprio e/o per conto dei fondi rispettivamente gestiti, per un ammontare complessivo pari a circa 21,5 milioni di euro, senza specificare il valore delle richieste di risarcimento di ciascun investitore/fondo (successivamente 5 di questi investitori istituzionali insieme ad altri 5 hanno proposto richiesta di mediazione, per un ammontare complessivo pari a circa 21,9 milioni di euro); (iii) nel corso del 2015 da due investitori privati rispettivamente per circa 37.000 euro e per circa 87.500 euro; (iv) nel corso del mese di luglio 2017 da alcuni investitori istituzionali per circa 30 milioni di euro; (v) il 4 dicembre 2017 da 141 investitori istituzionali per un importo non specificato (136 di questi investitori il 12 giugno 2018 hanno rinnovato la loro richiesta stragiudiziale, sempre per un importo non specificato); (vi) il 12 aprile 2018 per circa 150-200 mila euro da un investitore privato; (vii) il 3 luglio 2018 da un investitore privato per circa 330 mila euro; (viii) il 25 ottobre 2018 per circa 8.800 euro da un investitore privato; (ix) il 2 novembre 2018 per circa 48.000 euro da un investitore privato; (x) il 22 maggio 2019 per circa 53.000 euro da un investitore privato; (xi) il 3 giugno 2019 per un importo non specificato da un investitore privato; (xii) il 5 giugno 2019 per un importo non specificato da due investitori privati.

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; (f) nel 2018-2019 da un privato investitore per circa 48.000 euro.

Saipem SpA ha riscontrato le citate richieste stragiudiziali e di mediazione rimarcandone l'infondatezza e responsabilità. Alla data di approvazione della presente Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2019 da parte del Consiglio di Amministrazione le predette richieste svolte in sede stragiudiziale e/o di mediazione non sono state oggetto di azione giudiziaria, salvo per quanto sopra specificato in relazione alle due cause pendenti rispettivamente dinanzi al Tribunale di Milano e alla Corte di Appello di Milano e un'altra causa con valore della domanda pari a circa 3 milioni di euro nella quale Saipem è stata chiamata in causa nel corso del 2018 dalla parte convenuta in giudizio.

Controversia con Husky - Progetto Sunrise Energy in Canada

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Il 15 novembre 2010 Saipem Canada Inc ("Saipem") e Husky Oil Operations Ltd ("Husky") (quest'ultima per conto della Sunrise Oil Sands Partnership formata da BP Canada Energy Group ULC e dalla Husky Oil Sands Partnership, a sua volta formata da Husky Oil Operations Ltd e HOI Resources Ltd), hanno stipulato il contratto di Engineering, Procurement and Construction No. SR-071 (il "Contratto"), prevalentemente su base rimborsabile, relativo al progetto denominato Sunrise Energy (il "Progetto").

Durante l'esecuzione dei lavori le parti hanno concordato di modificare più volte la formula contrattuale di pagamento. In particolare: (i) nell'ottobre del 2012 le parti hanno stabilito che i lavori fossero da retribuirsi su base lump-sum, concordando l'ammontare di 1.300.000.000 di dollari canadesi quale prezzo contrattuale; (ii) all'inizio del 2013 è stato, poi, concordato un sistema di incentivazione che ha previsto ii diritto di Saipem di ricevere pagamenti ulteriori al raggiungimento di determinati obiettivi; (iii) dall'aprile del 2014 le parti hanno stipulato numerosi accordi scritti mediante i quali Husky ha accettato di rimborsare a Saipem i costi da quest'ultima sostenuti in eccesso rispetto all'ammontare lump-sum precedentemente concordato, così determinando, secondo l'intendimento di Saipem, una modifica del contratto da lump-sum a rimborsabile. Tuttavia, avvicinandosi la fine dei lavori, Husky ha smesso di corrispondere quanto dovuto a titolo di rimborso e, nel marzo 2015, ha risolto il Contratto, adducendo che Saipem non avesse rispettato il termine contrattuale per la conclusione dei lavori.

Alla luce di quanto sopra, il 16 marzo 2015 Saipem ha agito in giudizio citando Husky, le suddette partnership e i relativi membri dinanzi alla Court of Queen's Bench of Alberta, chiedendone, tra l'altro, che il tribunale dichiari l'illegittimità della risoluzione del Contratto da parte di Husky e la condanni al pagamento: (i) di oltre 800.000.000 di dollari canadesi a titolo di risarcimento danni che includono i pagamenti non effettuati su base rimborsabile, i danni conseguenti alla risoluzione contrattuale, il mancato profitto e l'ingiustificato arricchimento di Husky ai danni di Saipem; ovvero, in alternativa; (ii) del valore di mercato dei servizi, materiali e finanziamenti resi.

Nel mese di settembre 2015 Husky ha notificato a Saipem una Request for Arbitration (Alberta Arbitration Act), affermando che, in seguito alla riduzione dello scope of work richiesta da Husky, il prezzo contrattuale lump-sum concordato con Saipem si sarebbe dovuto ridurre proporzionalmente in base a una specifica previsione contrattuale in tal senso. In base a ciò, Husky ha chiesto la condanna di Saipem a pagare il relativo valore, quantificando tale pretesa in 45.684.000 dollari canadesi.

II 6 ottobre 2015 Husky ha inoltre citato in giudizio Saipem dinanzi la Court of Queen's Bench of Alberta sostenendo, tra l'altro: (i) che i pagamenti dalla stessa effettuati in favore di Saipem, in eccesso rispetto all'ammontare lump-sum concordato tra le parti, trovassero la loro giustificazione nelle presunte minacce di Saipem di abbandonare i lavori se tali ulteriori pagamenti non fossero stati eseguiti (economic duress); e (ii) che anche dopo l'esecuzione di tali pagamenti, le performance di Saipem non sarebbero migliorate, costringendo Husky a risolvere il contratto e completare i lavori con mezzi propri. In conseguenza di ciò, Husky ha chiesto alla corte canadese di condannare Saipem al pagamento di 1.325.000.000 dollari canadesi a titolo di risarcimento degli asseriti danni, ammontare che include, tra l'altro: (i) i pagamenti in eccesso rispetto al prezzo lump-sum concordato; (ii) i costi per completare i lavori dopo la risoluzione contrattuale; (iii) il danno da lucro cessante e le penalità di ritardo per l'asserito ritardato completamento del Progetto.

All'udienza del 14 gennaio 2016, Saipem ha richiesto la riunione dei procedimenti pendenti innanzi alla Queen's Bench Court of Alberta e la sospensione dell'arbitrato al fine di includere i relativi claims nel procedimento da riunificarsi. Il 27 maggio 2016 Saipem ha, inoltre, depositato una breve memoria con la quale ha richiesto che la Corte dichiari invalida la procedura arbitrale avviata da Husky. All'udienza per la discussione di questa istanza, tenutasi il 4 luglio 2016, il Giudice ha respinto la richiesta di dichiarare invalida la procedura arbitrale avviata da Husky, che rimane pertanto in corso.

Nel mese di marzo 2018 le parti hanno stipulato un arbitration agreement mediante il quale hanno concordato di riunire tutti i contenziosi in corso tra loro, come sopra descritti, in unico procedimento arbitrale "ad hoc" con sede in Canada.

Nello Statement of Claim depositato da Saipem il 30 aprile 2018 nella nuova procedura arbitrale, quest'ultima ha chiesto: (i) un risarcimento danni di importo superiore a 508 milioni di dollari canadesi; (ii) danni da computarsi da parte del tribunale a seguito di aggiustamenti al prezzo contrattuale dovuti a lavori aggiuntivi scaturenti da inadempimenti contrattuali di Husky, ovvero su base quantum meruit; (iii) punitive damages da quantificare; (iv) interessi per un totale di 90 milioni di dollari canadesi (ovvero da calcolarsi da parte del tribunale); (v) rimborso delle spese legali; (vi) altri danni che il tribunale vorrà riconoscere dovuti. Nello Statement of Claim depositato il 30 aprile 2018 Husky ha chiesto: (i) un risarcimento danni per un totale di circa 1,37 miliardi di dollari canadesi a titolo di risarcimento degli asseriti danni (tale ammontare include, tra l'altro i pagamenti asseritamente in eccesso rispetto al prezzo lump-sum concordato; i costi per completare i lavori dopo la risoluzione contrattuale; il danno da lucro cessante e le penalità di ritardo per l'asserito ritardato completamento del Progetto); (ii) interessi da calcolarsi da parte del tribunale; (iii) rimborso delle spese legali; (iv) altri danni che il tribunale vorrà riconoscere dovuti. L'8 giugno 2018 le parti hanno depositato i rispettivi Statement of Defence. Le parti sono attualmente impegnate nella fase di raccolta e scambio della documentazione probatoria. Il lodo è atteso entro il 2020-2021.

Arbitrato con GLNG - Progetto Gladstone (Australia)

Il 4 gennaio 2011 Saipem Australia Pty Ltd ("Saipem") ha stipulato con GLNG Operations Pty Ltd ("GLNG"), in qualità di agente di una joint venture tra Santos GLNG Pty Ltd, PAPL (Downstream) Pty Ltd e Total E&P Australia. il contratto di Engineering, Procurement e Construction (il "Contratto") relativo al progetto Gladstone LNG (il "Progetto").

Nel corso dell'esecuzione del Progetto Saipem ha maturato e presentato a GLNG claims contrattuali che sono stati interamente rigettati da GLNG. Una fase di negoziazioni è così iniziata tra le parti, ma non ha condotto ad alcun positivo risultato. Pertanto, il 9 ottobre 2015, Saipem ha notificato una richiesta di arbitrato contro GLNG richiedendo:

• un quantum meruit claim basato sull'asserita invalidità del Contratto (claim che è stato rigettato nel corso della procedura arbitrale sulla base di un lodo parziale);
• claims basati sul contratto.

Il 6 novembre 2015 GLNG ha depositato la propria replica con domanda riconvenzionale chiedendo il rigetto delle domande di Saipem e chiedendo a sua volta il risarcimento dei danni per asseriti defective works con particolare riferimento al coating di tutta la linea e al sistema di protezione catodica.

Al momento i claim di Saipem nell'arbitrato ammontano a circa AUD 254 milioni, mentre il counterclaim di GLNG ammonta a circa AUD 1,1 miliardi, corrispondenti alla valutazione fatta da GLNG dei costi di sostituzione del pipeline; e AUD 24 milioni corrispondenti alla valutazione di GLNG dei costi per l'adozione delle misure di rettifica temporanee.

Le ultime udienze si sono tenute ad agosto 2018.

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Il 27 giugno 2019 il Tribunale Arbitrale ha pronunciato la propria decisione su tutti i temi controversi salvo che sui costi (anche legali e peritali) della procedura arbitrale, sugli interessi applicabili sui claims riconosciuti a Saipem, su un claim di Saipem in materia fiscale e su altre domande minori di Saipem.

Il 27 giugno 2019 il Tribunale Arbitrale ha rigettato completamente i counterclaim di GLNG: (i) per un ammontare di circa AUD 1,1 miliardi, corrispondente alla valutazione fatta da GLNG dei costi di sostituzione del pipeline; e (ii) per un ammontare di circa AUD 24 milioni, corrispondente alla valutazione di GLNG dei costi per l'adozione delle misure di rettifica temporanee.

Il Tribunale ha quindi riconosciuto claims: (a) di Saipem per circa 102 milioni di AUD; e (b) di GLNG per circa 1 milione di AUD.

Il Tribunale Arbitrale ha, quindi, stabilito in circa 101 milioni di AUD (al netto di interessi) il credito di Saipem relativamente alle voci oggetto della decisione del 27 giugno 2019.

Il Tribunale Arbitrale ha assegnato alla parti un termine di 35 giorni dal 27 giugno 2019 per discutere le voci non decise dal Tribunale Arbitrale il 27 giugno 2019 e per proporre una modalità di definizione delle stesse. In mancanza di un accordo tra le parti a tale riguardo, il Tribunale Arbitrale si dovrà pronunciare anche su tali voci.

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 541,6 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 75,9 milioni di euro, per pagamenti effettuati da SSTBV in misura asseritamente superiore rispetto a quanto contrattualmente dovuto; e (ii) circa 48,6 milioni di euro, per liquidated damages motivati in ragione di asseriti ritardi; e
• in via principale e alternativa, di danni per circa 5,2 milioni di euro per l'asserito danneggiamento di tubi di proprietà della convenuta.

Il 3 novembre 2017 Saipem ha depositato il proprio Reply Memorial nel quale ha precisato le proprie domande in 644.588.545 euro. Il 21 dicembre 2018 STBV ha depositato il proprio Rejoinder. Le udienze di discussione dinanzi al Collegio Arbitrale erano fissate per il mese di giugno 2019.

A fine febbraio 2019 Saipem e South Stream Transport BV hanno espresso la comune intenzione di negoziare – on a without prejudice basis – la transazione amichevole dell'arbitrato in corso da novembre 2015. Il risultato 2018 ha recepito gli effetti dell'ipotesi transattiva allora in corso di discussione tra le parti relativa al progetto South Stream.

Il 18 aprile 2019 Saipem SpA ha emesso il seguente comunicato stampa:

"South Stream Transport BV e Saipem comunicano di aver definito amichevolmente le reciproche divergenze.

San Donato Milanese - Amsterdam, 18 aprile 2019 - South Stream Transport BV e Saipem SpA hanno concluso positivamente le negoziazioni sottoscrivendo un accordo per risolvere amichevolmente l'arbitrato relativo al contratto di installazione del South Stream Offshore Pipeline stipulato il 14 marzo 2014".

Il contenzioso si è quindi concluso. Il risultato 2018 aveva già recepito gli effetti economici di tale transazione.

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 1° luglio 2016 Saipem ha depositato domanda di arbitrato presso la London Court of International Arbitration ("LCIA") con la quale ha richiesto che Kharafi sia condannata:

• (1) a restituire KWD 25.018.228, incassati da Kharafi mediante l'escussione di un performance bond a seguito della risoluzione del contratto con Saipem;
• (2) a risarcire KWD 20.135.373 per costi derivanti dalla sospensione delle attività di procurement e, più in particolare, legati all'acquisto di 4 turbine da parte di Saipem;

(3) a risarcire KWD 10.271.409 per costi di ingegneria sostenuti da Saipem prima della risoluzione contrattuale da parte di Kharafi; per un totale di KWD 55.425.010 (pari a circa 153.065.479 euro sulla base del cambio al 31 dicembre 2017).

Kharafi ha risposto alla domanda di arbitrato di Saipem rigettandone le relative pretese e chiedendo, in via riconvenzionale, la condanna di Saipem al pagamento di un importo non ancora quantificato, ma ricomprendente, tra l'altro:

• (1) i costi asseritamente sostenuti da Kharafi a causa di asseriti inadempimenti contrattuali di Saipem (superiori a KWD 32.824.842); e
• (2) il danno asseritamente sopportato da Kharafi a seguito dell'escussione di una garanzia di valore pari a KWD 25.136.973 rilasciata da Kharafi al cliente finale del progetto Jurassic.

Il 28 aprile 2017 Saipem ha depositato il proprio Statement of Claim e il 16 ottobre 2017 Kharafi ha depositato il relativo Statement of Defence and Counterclaim. Il counterclaim di Kharafi è stato precisato in KWD 102.737.202 (circa 283 milioni di euro). Saipem ha depositato la propria replica il 6 febbraio 2018 e Kharafi il relativo Reply and Defence to Counterclaim il 6 aprile 2018.

Il 14 novembre 2018 le parti hanno depositato i propri expert reports. In quella occasione Kharafi ha prodotto un report redatto da una società di consulenza esterna nel quale, per la prima volta, sostiene che la società avrebbe subito danni per circa equivalenti 1,3 miliardi di euro, asseritamente attribuibili a responsabilità di Saipem connesse al fallimento dei progetti Jurassic e BS171 (nel quale Kharafi era subappaltatore di Saipem). Successivamente, Saipem ha depositato un ricorso al Tribunale Arbitrale chiedendo che il report in questione, nonché la relativa domanda, venissero estromessi in quanto tardivi e destituiti di ogni fondamento.

Il 5 febbraio 2019 il Tribunale Arbitrale si è pronunciato ritenendo inammissibile il report in questione e, con esso, la nuova domanda di risarcimento avanzata da Kharafi per circa equivalenti 1,3 miliardi di euro.

Con l'ultimo deposito le parti hanno precisato le proprie domande, in base alle quantificazioni finali eseguite dagli esperti, indicandole come segue: (i) Saipem, KWD 46.069.056,89; e (ii) Kharafi, KWD 162.101.263.

Le udienze arbitrali si sono tenute a Londra dal 18 febbraio al 1° marzo 2019. Il lodo è atteso entro la fine del 2019. Il 1° marzo 2019 Kharafi ha proposto appello dinanzi all'High Court of Justice di Londra contro l'esclusione del sopra menzionato report dai documenti arbitrali. Il 6 luglio 2019 si è tenuta l'udienza di discussione dinanzi all'High Court of Justice di Londra che si è pronunciata in favore di Saipem rigettando interamente la richiesta di Kharafi e condannando quest'ultima a pagare, entro 14 giorni dalla sentenza, spese legali per circa GBP 79.000.

Arbitrato con CPB Contractors Pty Ltd (già Leighton Contractors Pty Ltd) ("CPB") - Progetto Gorgon LNG Jetty

Nell'agosto 2017 CPB ha notificato una domanda di arbitrato a Saipem SA e Saipem (Portugal) Comércio Marítimo, Sociedade Unipessoal Lda (insieme, "Saipem").

La disputa scaturisce dalla costruzione del molo di un impianto LNG per il progetto Gorgon LNG nel Western Australia. Il contratto principale per l'ingegneria e la costruzione del molo ("Jetty Contract") era stato firmato il 10 novembre 2009 da CPB, Saipem SA, Saipem (Portugal) Comércio Marítimo, Sociedade Unipessoal Lda e Chevron Australia Pty Ltd ("Chevron").

CPB sulla base di asseriti inadempimenti contrattuali di Saipem SA e Saipem (Portugal) Comércio Marítimo, Sociedade Unipessoal Lda ha richiesto che Saipem sia condannata a pagare circa AUD 1,39 miliardi. Saipem ritiene che le domande di CPB siano totalmente infondate e ha depositato la propria comparsa nella quale ha chiesto il rigetto di tutte le domande di CPB e proposto una domanda riconvenzionale di AUD 37.820.023 a titolo di pagamenti legati all'accordo di consorzio tra le parti, extra costi legati a inadempimenti e ritardi di CPB nell'esecuzione dei lavori e backcharges.

In base al calendario arbitrale concordato tra le parti è attualmente previsto che le udienze si svolgano a partire dal 25 febbraio 2020 e che il lodo venga emesso entro la fine del medesimo anno.

Si segnala che, con riferimento al medesimo progetto, nel 2016 Chevron ha iniziato un separato procedimento arbitrale nei confronti del consorzio tra CPB e Saipem chiedendo il pagamento di liquidated damages e backcharges per un importo attualmente pari a circa AUD 54 milioni. In tale arbitrato sia CPB che Saipem hanno proposto separate domande riconvenzionali nei confronti di Chevron, attualmente quantificate, rispettivamente, in AUD 1.9 miliardi (si evidenzia che le voci di danno proposte da CPB nei confronti di Chevron appaiono, in gran parte, sovrapponibili a quelle proposte da CPB nei confronti di Saipem nell'arbitrato tra queste ultime di cui alla prima parte del presente paragrafo) e AUD 23 milioni.

Arbitrato con National Company for Infrastructure Projects Development Construction and Services KSC (Closed), già Kharafi National KSC (Closed) - Progetto Booster Station 171 (Kuwait) ("BS171")

Il 18 marzo 2019 l'International Chamber of Commerce di Parigi, su richiesta della società National Company for Infrastructure Projects Development Construction and Services KSC (Closed) (già Kharafi National KSC, per comodità, di seguito, "Kharafi"), ha notificato a Saipem SpA una domanda di arbitrato con la quale Kharafi ha chiesto che Saipem sia condannata a pagare somme almeno pari a KWD 38.470.431 a titolo di extra-costi derivanti da asseriti inadempimenti contrattuali, oltre a KWD 8.400.000 a titolo di restituzione di quanto incassato da Saipem nel 2016 a seguito dell'escussione (secondo Kharafi illegittima) del bond emesso da Kharafi a garanzia delle performance di progetto.

Il contenzioso afferisce al subcontratto n. 526786 stipulato tra Saipem e Kharafi il 27 agosto 2010 in relazione al progetto BS171 (cliente finale KOC) risolto da Saipem il 30 luglio 2016 per gravi inadempimenti e ritardi di Kharafi nell'esecuzione dei lavori, con conseguente escussione della garanzia di performance sopra menzionata.

Costituitasi in giudizio, il 17 maggio 2019 Saipem ha depositato la propria risposta alla domanda di arbitrato, contestando le domande di Kharafi e avanzando una domanda riconvenzionale di KWD 32.872.329, importo che include anche KWD 8,4 milioni a titolo di penalità di ritardo.

Il calendario della procedura non è stato ancora concordato.

Delibera Consob del 2 marzo 2018

Con riferimento alla delibera Consob n. 20324 del 2 marzo 2018 ("la Delibera"), il cui contenuto è illustrato nella sezione "Informazioni relative alla censura formulata dalla Consob ai sensi dell'art. 154-ter, comma 7, del D.Lgs. n. 58/1998 e alla comunicazione degli Uffici di Consob in data 6 aprile 2018", il Consiglio di Amministrazione di Saipem ha deliberato il 5 marzo 2018 di proporre impugnazione avverso la Delibera nelle competenti sedi giudiziarie.

Il ricorso al TAR-Lazio è stato depositato il 27 aprile 2018. A seguito dell'accesso agli atti del procedimento amministrativo, Saipem il 24 maggio 2018 ha depositato al TAR-Lazio motivi aggiunti di impugnazione avverso la citata Delibera.

Delibera Consob del 21 febbraio 2019

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Con riferimento alla delibera Consob n. 20828 del 21 febbraio 2019 notificata a Saipem il 12 marzo 2019 ("la Delibera"), il relativo contenuto è illustrato nella sezione "Informazioni relative alla censura formulata dalla Consob ai sensi dell'art. 154-ter, comma 7, del D.Lgs. n. 58/1998 e alla comunicazione degli Uffici di Consob in data 6 aprile 2018". Il Consiglio di Amministrazione di Saipem SpA il 2 aprile 2019 ha deliberato di impugnare dinanzi alla Corte di Appello la Delibera n. 20828. Il 12 aprile 2019 Saipem SpA ha depositato dinanzi alla Corte di Appello di Milano l'atto di opposizione ai sensi dell'art. 195 TUF chiedendo l'annullamento della delibera. Analoga impugnativa è stata presentata dalle due persone fisiche sanzionate nella specie l'Amministratore Delegato di Saipem SpA e il Chief Financial Officer e Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili in carica all'epoca dei fatti oggetto. La prima udienza dinanzi alla Corte di Appello di Milano è stata fissata il 13 novembre 2019.

Indagini preliminari in corso. Procura della Repubblica di Milano - Bilancio 2015 e 2016. Prospetto dell'aumento di capitale del gennaio 2016

Il 22 gennaio 2019 la Procura della Repubblica di Milano ha notificato a Saipem SpA un "decreto di perquisizione locale e sequestro e contestuale informazione di garanzia", in relazione al presunto illecito amministrativo ex artt. 5, 6, 7, 8 e 25-ter - lett. B), D.Lgs. n. 231/2001, dipendente dal contestato reato presupposto di false comunicazioni sociali asseritamente commesso dall'aprile 2016 all'aprile 2017, nonché in relazione al presunto illecito amministrativo ex artt. 5, 6, 7, 8 e 25-sexies, D.Lgs. n. 231/2001, dipendente dal contestato reato presupposto di manipolazione del mercato, asseritamente commesso dal 27 ottobre 2015 all'aprile 2017. Contestualmente, la Procura della Repubblica di Milano ha notificato un'informazione di garanzia all'Amministratore Delegato della Società, nonché, a vario titolo, a due suoi dirigenti (tra i quali l'attuale Dirigente Preposto nominato il 7 giugno 2016) e a un suo ex dirigente nell'ambito di un'inchiesta avente ad oggetto le seguenti ipotesi di reato: (i) false comunicazioni sociali relativamente al bilancio 2015 e 2016; (ii) manipolazione del mercato asseritamente commessa dal 27 ottobre 2015 all'aprile 2017; e (iii) falso in prospetto con riferimento alla documentazione di offerta dell'aumento di capitale del gennaio 2016. Le indagini preliminari sono in corso.

Ricavi 36

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

I ricavi della gestione caratteristica si analizzano come segue:

	Primo semestre
(milioni di euro)	2018	2019
Ricavi delle vendite e delle prestazioni E&C	3.331	3.990
Ricavi delle vendite e delle prestazioni Drilling	467	529
Totale	3.798	4.519

e hanno la seguente articolazione per area geografica:

		Primo semestre
(milioni di euro)	2018	2019
Italia	158	184
Resto Europa	219	32
CSI	441	594
Medio Oriente	1.270	1.577
Estremo Oriente	158	338
Africa Settentrionale	598	754
Africa Sub-Sahariana	728	720
Americhe	226	320
Totale	3.798	4.519

Come illustrato al paragrafo "Attività e passività contrattuali", a cui si rimanda, in considerazione della natura dei contratti e della tipologia dei lavori eseguiti da Saipem le singole obbligazioni contrattualmente identificate sono prevalentemente soddisfatte nel corso del tempo ("over time"). I ricavi che misurano l'avanzamento dei lavori sono determinati, in linea con le disposizioni dell'IFRS 15, mediante l'utilizzo di un metodo basato sugli input con applicazione della percentuale che emerge dal rapporto fra i costi sostenuti rispetto ai costi totali stimati da contratto (metodo del "cost-to-cost").

I ricavi di commessa comprendono il valore iniziale dei ricavi concordati nel contratto, le varianti nel lavoro di commessa e le revisioni prezzi richieste.

Le varianti (change order) sono costituite da corrispettivi aggiuntivi derivanti da modifiche ai lavori contrattualmente previsti richieste dal committente; le revisioni di prezzo (claim) sono costituite da richieste di corrispettivi aggiuntivi derivanti da maggiori oneri sostenuti per ragioni imputabili al committente. Change order e claim sono inclusi nell'ammontare dei ricavi quando sono sostanzialmente approvati nell'oggetto e/o nel prezzo, ancorché non ci sia ancora accordo sulla loro definizione e comunque entro l'ammontare di 30 milioni di euro.

L'importo cumulato, cioè prodotto anche in esercizi precedenti, dei corrispettivi aggiuntivi (change order e claim) al 30 giugno 2019, in relazione allo stato di avanzamento dei progetti, è pari a 57 milioni di euro, di cui il 65% è relativo a contratti oggetto di contenzioso. Le valutazioni dei progetti con posizioni di corrispettivi aggiuntivi in presenza di contenziosi legali in corso sono effettuate fino a concorrenza dei costi sostenuti, purché supportate da pareri tecnico-legali di consulenti esterni.

Le obbligazioni contrattuali da adempiere da parte del Gruppo Saipem (portafoglio ordini residuo), che al 30 giugno 2019 ammontano a 17.637 milioni di euro, si prevede daranno origine a ricavi per 3.574 milioni di euro nel 2019, mentre la restante parte sarà realizzata negli anni successivi.

La Direzione sta valutando l'eventuale quantificazione della quota di ricavi per servizi di leasing nella voce "Ricavi della gestione caratteristica". Dall'esito di tale valutazione, atteso entro la fine dell'anno, non si prevedono impatti significativi sull'ammontare complessivo dei ricavi della gestione caratteristica.

I ricavi verso parti correlate sono dettagliati alla nota 44 "Rapporti con parti correlate".

Altri ricavi e proventi

Gli altri ricavi e proventi si analizzano come segue:

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	Primo semestre
2018 (milioni di euro)	2019
Plusvalenza di vendita di immobilizzazioni -	5
Indennizzi 1	-
Altri proventi 5	3
Totale 6	8

Costi operativi 37

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

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

	Primo semestre
2018 (milioni di euro)	2019
Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci 672	883
Costi per servizi 1.678	1.972
Costi per godimento di beni di terzi 270	243
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri (8)	(7)
Altri oneri 39	9
a dedurre:
- incrementi di attività materiali per lavori interni (4)	(2)
- variazioni delle rimanenze di materie prime, sussidiarie, di consumo e merci 14	(1)
Totale 2.661	3.097

Nel corso del primo semestre 2019 non sono stati sostenuti costi per compensi di intermediazione.

I costi per godimento di beni di terzi pari a 243 milioni di euro si riferiscono per 234 milioni di euro a contratti di leasing di cui 219 milioni di euro relativi prevalentemente a "short-term" lease di durata inferiore o uguale a 12 mesi.

Gli accantonamenti/utilizzi netti ai fondi per rischi e oneri sono commentati alla nota 27 "Fondi per rischi e oneri".

Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi verso parti correlate sono dettagliati alla nota 44 "Rapporti con parti correlate".

Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti

Le riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti comprendono anche gli effetti relativi all'IFRS 9 applicato anche alle attività contrattuali e si analizzano come segue:

30.06.2018 (milioni di euro)	30.06.2019
Crediti commerciali 3	(18)
Altri crediti -	-
Attività contrattuali -	(4)
Totale 3	(22)

Costo del lavoro

Il costo del lavoro si analizza come segue:

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	Primo semestre
(milioni di euro)	2018	2019
Costo lavoro	741	838
a dedurre:
- incrementi di attività materiali per lavori interni	(3)	(3)
Totale	738	835

Il costo lavoro comprende accantonamenti/utilizzi netti al fondo per esodi agevolati pari a 4 milioni di euro, commentati alla nota 27 "Fondi per rischi e oneri".

Piani di incentivazione dei dirigenti con azioni Saipem

Allo scopo di realizzare un sistema di incentivazione e di fidelizzazione di dirigenti del Gruppo, Saipem SpA a partire dall'esercizio 2016, ha definito un piano di incentivazione a lungo termine mediante l'assegnazione gratuita di azioni ordinarie di Saipem SpA, le cui attuazioni sono state articolate su cicli triennali.

Il costo è determinato con riferimento al fair value del diritto assegnato al dirigente, mentre la quota di competenza dell'esercizio è determinata pro-rata temporis lungo il periodo a cui è riferita l'incentivazione (cd. vesting period e periodo di co-investimento). Il fair value di competenza, riferito a tutte le attuazioni compiute, è risultato positivo per circa 1 milione di euro, per effetto del rigiro di una parte degli oneri legati all'attuazione 2016, a causa della decadenza dei diritti inerenti il suddetto piano.

La composizione del fair value al 30 giugno 2019 è così rappresentata:

(euro)	Fair value costo lavoro
Attuazione 2016	(7.384.336)
Attuazione 2017	2.849.108
Attuazione 2018	3.636.817
	(898.411)

Alla data di assegnazione, la classificazione e il numero degli assegnatari, il rispettivo numero delle azioni assegnate e il successivo calcolo del fair value, si analizzano come segue:

Attuazione 2017

	N. dirigenti	N. azioni	Quota su azione (%)	Fair value unitario TSR (peso 50%)	Fair value unitario PFN (peso 50%)	ponderato unitario Fair value medio	complessivo Fair value	al 30.06.2018 (1) di competenza Fair value	al 30.06.2019 (1) di competenza Fair value
Dirigenti strategici (vesting period)			75	1,91	3,42
Dirigenti strategici	100	3.926.500					2,665 13.163.589	1.747.376	1.640.551
(periodo di co-investimento)			25	3,99	6,84
Dirigenti non strategici	244	2.418.400	100	1,91	3,42	3,353	6.445.036	1.055.238	1.032.162
Amministratore Delegato-CEO	1	397.500	100	1,91	3,42	3,353	1.059.338	176.395	176.395
Totale	345	6.742.400					3,0653 20.667.963	2.979.009	2.849.108

(1) Il fair value di competenza è rappresentato al netto dei diritti decaduti/assegnati alla data di osservazione.

Attuazione 2018

	N. dirigenti	N. azioni	Quota su azione (%)	Fair value unitario TSR (peso 50%)	Fair value unitario PFN (peso 50%)	ponderato unitario Fair value medio	complessivo Fair value	al 30.06.2018 (1) di competenza Fair value	al 30.06.2019 (1) di competenza Fair value
Dirigenti strategici (vesting period)			75	2,73	4,11
Dirigenti strategici	98	3.559.900					4,271 15.205.280	-	1.990.098
(periodo di co-investimento)			25	5,44	8,22
Dirigenti non strategici	263	2.357.000	100	2,73	4,11	3,419	8.057.871	-	1.319.751
Amministratore Delegato-CEO (marzo 2018)	1	205.820	100	2,06	3,28	2,670	549.590	-	91.515
Amministratore Delegato-CEO
(luglio 2018)	1	413.610	100	2,73	4,11	3,419	1.414.009	-	235.453
Totale	363	6.536.330					3,859 25.226.750	-	3.636.817

(1) Il fair value di competenza è rappresentato al netto dei diritti decaduti/assegnati alla data di osservazione.

L'evoluzione del piano azionario è la seguente:

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	2018			2019
(migliaia di euro)	Numero di azioni	Prezzo medio di esercizio (a)	Prezzo di mercato (b)	Numero di azioni	Prezzo medio di esercizio (a)	Prezzo di mercato (b)
Diritti esistenti a inizio periodo	12.637.514	-	48.149	18.097.117	-	59.087
Nuovi diritti assegnati	6.536.330	-	26.864	-	-	-
(Diritti esercitati nel periodo di dimissione consensuale) (c)	(186.724)	-	(743)	-	-	-
(Diritti decaduti nel periodo)	(890.003)	-	(3.859)	(5.600.987)	-	(26.405)
Diritti esistenti a fine periodo	18.097.117	-	59.087	12.496.130	-	54.733
Di cui:
- esercitabili al 30.06.2019	-	-	-	-	-	-
- esercitabili al termine del vesting period	15.636.645	-	-	10.787.430	-	-
- esercitabili al termine del periodo di co-investimento	2.460.472	-	-	1.708.700	-	-

(a) Trattandosi di azioni gratuite, il prezzo di esercizio è nullo.

(b) Il valore di mercato delle azioni sottostanti i diritti assegnati o scaduti nel periodo, corrisponde alla media dei valori di mercato delle azioni; il valore di mercato delle azioni sottostanti i diritti esistenti a inizio e fine periodo è puntuale al 1° gennaio e al 31 dicembre per l'esercizio 2018 e al 1° gennaio e al 30 giugno per l'esercizio 2019.

(c) Il piano azionario prevede, tra l'altro, che nei casi di risoluzione consensuale del rapporto di lavoro, il beneficiario conservi il diritto all'incentivo in misura ridotta, in relazione al periodo trascorso tra l'assegnazione delle azioni e il verificarsi di tale evento (art. 4.8 del regolamento del piano).

Per i piani di incentivazione a lungo termine a beneficio dei dipendenti Saipem SpA, la rilevazione del costo è effettuata alla voce "Costo del lavoro" in contropartita alle riserve del patrimonio netto.

Per i piani a beneficio dei dipendenti delle società controllate, il fair value dei diritti assegnati è rilevato alla data di assunzione dell'impegno alla voce "Costo del lavoro", in contropartita alle riserve del patrimonio netto; nell'esercizio stesso il corrispondente ammontare è addebitato alle imprese di appartenenza, in contropartita alla voce "Costo del lavoro".

In presenza di personale Saipem SpA che presta servizio nelle altre società del Gruppo, il costo è addebitato pro-rata temporis alla società presso cui i beneficiari sono in servizio.

L'Assemblea Ordinaria degli Azionisti in data 30 aprile 2019 ha deliberato un piano di incentivazione di lungo termine 2019-2021 che prevede l'assegnazione gratuita di azioni ordinarie Saipem ai dirigenti di Saipem SpA e delle società controllate, titolari di posizioni organizzative con impatto apprezzabile sul conseguimento dei risultati di business, anche in relazione alle performance espresse e alle competenze detenute.

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)	2018	2019
Dirigenti	383	391
Quadri	3.977	4.065
Impiegati	14.814	15.466
Operai	12.459	11.974
Marittimi	268	263
Totale	31.901	32.159

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.

Ammortamenti e svalutazioni

Gli ammortamenti e svalutazioni si analizzano come segue:

	Primo semestre
2018 (milioni di euro)	2019
Ammortamenti:
- attività materiali 224	225
- attività immateriali 4	6
- diritto di utilizzo attività in leasing -	67
Totale ammortamenti 228	298
Svalutazioni:
- attività materiali 196	14
- attività immateriali 60	-
Totale svalutazioni 256	14
Totale 484	312

Altri proventi (oneri) operativi

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 2019 ammontano a 1 milione di euro di proventi (2 milioni di euro di proventi nel primo semestre 2018).

Proventi (oneri) finanziari 38

I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:

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	Primo semestre
2018 (milioni di euro)		2019
Proventi (oneri) finanziari
Proventi finanziari 127		99
Oneri finanziari (152)		(154)
Totale (25)		(55)
Strumenti derivati (55)		(46)
Totale (80)		(101)

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

		Primo semestre
(milioni di euro)	2018	2019
Differenze attive (passive) nette di cambio	20	9
Differenze attive di cambio	123	96
Differenze passive di cambio	(103)	(87)
Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto	(43)	(61)
Interessi attivi verso banche e altri finanziatori	3	3
Interessi passivi e altri oneri verso banche e altri finanziatori	(46)	(51)
Interessi passivi per leasing	-	(13)
Altri proventi (oneri) finanziari	(2)	(3)
Altri proventi finanziari verso terzi	1	-
Altri oneri finanziari verso terzi	(2)	(1)
Proventi (oneri) finanziari su piani a benefici definiti	(1)	(2)
Totale proventi (oneri) finanziari	(25)	(55)

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

		Primo semestre
(milioni di euro)	2018	2019
Contratti su valute	(55)	(46)
Contratti su tassi di interesse	-	-
Totale	(55)	(46)

Gli oneri su contratti derivati di 46 milioni di euro (55 milioni di euro di oneri nel primo semestre 2018) 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 44 "Rapporti con parti correlate".

Proventi (oneri) su partecipazioni 39

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)	2018	2019
Quota di utile da valutazione con il metodo del patrimonio netto	8	4
Quota di perdite da valutazione con il metodo del patrimonio netto	(27)	(10)
Utilizzi (accantonamenti) netti del fondo copertura perdite per valutazione con il metodo del patrimonio netto	(30)	(32)
Totale	(49)	(38)

La quota di utili (perdite) da valutazione con il metodo del patrimonio netto è commentata alla nota 17 "Partecipazioni".

Altri proventi (oneri) su partecipazioni

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

Imposte sul reddito 40

Le imposte sul reddito si analizzano come segue:

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	Primo semestre
(milioni di euro)	2018	2019
Imposte correnti:
- imprese italiane	6	11
- imprese estere	85	74
Imposte differite e anticipate nette:
- imprese italiane	19	(16)
- imprese estere	(15)	8
Totale	95	77

	Primo semestre
(milioni di euro)	2018	2019
Imposte sul reddito nel conto economico consolidato	95	77
Imposte sul reddito riconosciute nel prospetto del conto economico complessivo - riclassificabili	(13)	4
Imposte sul reddito riconosciute nel prospetto del conto economico complessivo - non riclassificabili	-	-
Effetto fiscale sull'utile (perdita) complessivo di periodo	82	81

Utile di terzi azionisti 41

L'utile di pertinenza di terzi azionisti ammonta a 32 milioni di euro (25 milioni di euro di utile nel primo semestre 2018).

Utile (perdita) per azione 42

L'utile (perdita) per azione semplice è determinato dividendo l'utile (perdita) del periodo di competenza del Gruppo per il numero medio ponderato delle azioni di Saipem SpA in circolazione nel periodo, escluse le azioni proprie.

La riconciliazione del numero medio ponderato delle azioni in circolazione, utilizzato per la determinazione dell'utile per azione semplice e quello utilizzato per la determinazione dell'utile per azione diluito, è di seguito indicata:

		30.06.2018	30.06.2019
Numero medio ponderato di azioni in circolazione
per l'utile (perdita) semplice		996.129.397	996.210.506
Numero di azioni potenziali a fronte dei piani di incentivazione
a lungo termine		12.155.489	12.496.130
Numero di azioni di risparmio convertibili in azioni ordinarie		10.598	10.598
Numero medio ponderato di azioni in circolazione
per l'utile (perdita) diluito		1.008.295.484	1.008.717.234
Utile (perdita) di competenza Saipem	(milioni di euro)	(323)	14
Utile (perdita) per azione semplice	(ammontari in euro per azione)	(0,3243)	0,0141
Utile (perdita) per azione diluito	(ammontari in euro per azione)	(0,3203)	0,0139

Informazioni per settore di attività e per area geografica 43

Informazioni per settore di attività

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	E&C Offshore	E&C Onshore	Offshore Drilling	Onshore Drilling	Floaters	Non allocato	Totale
(milioni di euro) Primo semestre 2018
Ricavi della gestione caratteristica	2.356	1.377	389	292	446	-	4.860
a dedurre: ricavi infragruppo	606	64	168	46	178	-	1.062
Ricavi da terzi	1.750	1.313	221	246	268	-	3.798
Risultato operativo	153	(93)	(145)	7	4	-	(74)
Ammortamenti e svalutazioni	99	75	249	57	4	-	484
Proventi (oneri) netti su partecipazioni	(47)	(2)	-	-	-	-	(49)
Investimenti in attività materiali e immateriali	262	8	25	18	-	-	313
Attività materiali e immateriali	2.702	403	1.334	612	123	-	5.174
Diritto di utilizzo di attività in leasing	-	-	-	-	-	-	-
Partecipazioni (a)	114	(26)	-	3	-	-	91
Attività correnti	1.793	1.817	255	284	182	2.178	6.509
Passività correnti	1.614	1.789	83	119	431	436	4.472
Fondi per rischi e oneri (a)	83	102	2	5	24	98	314
Primo semestre 2019
Ricavi netti della gestione caratteristica	2.596	1.755	437	321	527	-	5.636
a dedurre: ricavi infragruppo	606	93	181	48	189	-	1.117
Ricavi da terzi	1.990	1.662	256	273	338	-	4.519
Risultato operativo	174	(65)	24	2	127	-	262
Ammortamenti e svalutazioni	148	31	67	61	5	-	312
Proventi (oneri) netti su partecipazioni	(9)	(29)	-	-	-	-	(38)
Investimenti in attività materiali e immateriali	78	6	18	33	-	-	135
Attività materiali e immateriali	2.660	395	1.209	556	101	-	4.921
Diritto di utilizzo di attività in leasing	378	130	9	11	3	-	531
Partecipazioni (a)	104	(29)	-	2	-	-	77
Attività correnti	1.581	1.877	294	209	172	2.215	6.348
Passività correnti	1.585	2.094	113	136	127	649	4.704
Fondi per rischi e oneri (a)	82	100	2	6	17	65	272

(a) Si rimanda al paragrafo "Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori" a pag. 67.

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 36 "Ricavi".

	Italia	Resto Europa		Resto Asia	Settentrionale Africa	Sub-Sahariana Africa	Americhe	Non allocabili	Totale
(milioni di euro)			CSI
Primo semestre 2018
Investimenti in attività materiali
e immateriali	10	2	6	12	-	-	3	280	313
Attività materiali e immateriali	93	30	106	590	1	42	266	4.046	5.174
Attività direttamente attribuibili
(correnti)	1.183	320	394	1.934	642	762	556	718	6.509
Primo semestre 2019
Investimenti in attività materiali
e immateriali	15	3	2	17	-	-	15	83	135
Attività materiali e immateriali	107	36	65	548	1	40	257	3.867	4.921
Attività direttamente attribuibili
(correnti)	1.322	323	207	2.113	719	610	504	550	6.348

Le attività correnti sono state allocate per area geografica sulla base dei seguenti criteri: (i) con riferimento alle disponibilità liquide ed equivalenti e ai crediti finanziari, l'allocazione è stata effettuata considerando il Paese in cui hanno sede i conti correnti intestati alle singole società; (ii) con riferimento alle rimanenze l'allocazione è stata effettuata considerando il Paese in cui sono dislocati i magazzini terra (a esclusione di quelli dislocati presso le navi); (iii) con riferimento ai crediti commerciali e alle altre attività è stata considerata l'area di appartenenza del progetto operativo.

Le attività non correnti sono state allocate per area geografica considerando il Paese in cui opera l'asset, a eccezione dei mezzi navali di perforazione mare e costruzione mare, il cui saldo è incluso nella voce "Non allocabili".

Rapporti con parti correlate 44

Il 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 SpA a CDP Equity SpA (ex Fondo Strategico Italiano SpA), è venuto meno il controllo solitario di Eni SpA su Saipem SpA sostituito dal controllo congiunto esercitato da Eni SpA e CDP Equity SpA sulla base del patto parasociale indicato nel paragrafo "Altre informazioni - Patto parasociale Eni-CDP Equity" della presente Relazione, 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 SpA.

Saipem SpA non è soggetta ad attività di direzione e coordinamento. Saipem SpA esercita attività di direzione e coordinamento nei confronti delle sue controllate ex art. 2497 del codice civile.

Nell'ambito delle operazioni con parti correlate, ai sensi degli obblighi informativi previsti dal Regolamento Consob n. 17221 del 12 marzo 2010, nel corso del primo semestre 2019 non sono state effettuate operazioni che hanno superato la soglia di rilevanza individuata in conformità al citato Regolamento nella procedura Saipem SpA Management System Guideline "Operazioni con interessi degli amministratori e sindaci e operazioni con parti correlate" per le operazioni di maggiore rilevanza.

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:

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(milioni di euro)

		31.12.2018		Primo semestre 2018
	Crediti	Debiti commerciali, altri debiti		Costi		Ricavi
Denominazione	commerciali e altri crediti	e passività contrattuali	Garanzie	Beni	Servizi (1)	Beni e servizi	Altri
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento
SAGIO - Companhia Angolana de Gestão de Instalaçao Offshore Lda	-	-	-	-	-	-	-
Altre (per rapporti di importo unitario non superiore a 500 migliaia di euro)	-	-	-	-	-	-	-
Totale controllate escluse dall'area di consolidamento	-	-	-	-	-	-	-
Imprese joint venture e collegate
ASG Scarl	1	(3)	-	-	-	-	-
CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta velocità) Due	46	165	261	-	9	35	-
CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta velocità) Uno	(1)	5	119	-	-	-	-
Gruppo Rosetti Marino SpA	-	-	-	-	-	-	-
KWANDA Suporte Logistico Lda	26	7	-	-	-	3	-
Petromar Lda	19	2	-	-	1	4	-
Saipem Taqa Al Rushaid Fabricators Co Ltd	12	9	-	-	-	-	-
Southern Gas Constructors Ltd	-	-	-	-	-	-	-
Tecnoprojecto Internacional Projectos e Realizações Industriais SA	1	-	-	-	-	-	-
TSGI Mühendislik I· ns¸aat Ltd S¸irketi	13	-	-	-	-	6	-
Xodus Subsea Ltd	3	2	-	-	-	-	-
Altre (per rapporti di importo unitario
non superiore a 500 migliaia di euro)	-	-	-	-	1	-	-
Totale joint venture e collegate	120	187	380	-	11	48	-
Imprese controllate di Eni/CDP Equity SpA
Eni SpA	8	3	133	-	-	3	-
Eni SpA Divisione Exploration & Production	6	-	-	-	1	32	-
Eni SpA Divisione Gas & Power	2	1	-	-	-	-	-
Eni SpA Divisione Refining & Marketing	4	-	11	-	-	3	-
Eni Angola SpA	5	-	35	-	-	85	-
Eni Congo SA	16	1	3	-	-	24	-
Eni Corportate University SpA	-	1	-	-	-	-	-
Eni Cyprus Ltd	-	-	-	-	-	12	-
Eni East Sepinggan Ltd	10	2	7	-	-	-	-
Eni Ghana E&P	36	-	5	-	-	24	-
Eni Iraq BV	-	-	2	-	-	-	-
Eni Maroc BV	-	-	-	-	-	13	-
Eni Muara Bakau BV	-	3	18	-	-	4	-
Eni North Africa BV	6	-	-	-	-	-	-
Eni Pakistan Ltd	7	-	-	-	-	-	-
Eni Vietnam BV	-	-	-	-	-	6	-
EniProgetti SpA	3	-	-	-	-	-	-
EniServizi SpA	-	7	-	-	15	-	-
Floaters SpA	2	-	-	-	-	-	-
Ieoc Exploration BV	-	-	1	-	-	-	-
Ieoc Production BV	47	-	-	-	-	-	-
Naoc - Nigerian Agip Oil Co Ltd	80	59		-	4	2	-
Nigerian Agip Exploration Ltd	7	1	-	-	-	-	-
Serfactoring SpA	-	1	-	-	-	-	-
Tecnomare SpA	-	-	-	-	-	2	-
Versalis SpA	5	-	26	-	-	7	-
Altre (per rapporti di importo unitario
non superiore a 500 migliaia di euro)	1	-	-	-	-	1	-
Totale imprese controllate di Eni/CDP Equity SpA	245	79	241	-	20	218	-

Seguono i rapporti commerciali e diversi:

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(milioni di euro)

	31.12.2018			Primo semestre 2018
Denominazione	Crediti commerciali e altri crediti	Debiti commerciali, altri debiti e passività contrattuali	Garanzie	Beni	Costi Servizi (1)	Ricavi Beni e servizi	Altri
Totale imprese controllate di Eni/CDP Equity SpA	245	79	241	-	20	218	-
Imprese collegate e a controllo congiunto di Eni/CDP Equity SpA
Greenstream BV	1	-	-	-	-	1	-
Mellitah Oil&Gas BV	-	-	30	-	-	-	-
Mozambique Rovuma Venture SpA (ex Eni East Africa SpA)	1	-	-	-	-	-	-
Petrobel Belayim Petroleum Co	346	42	178	-	-	736	-
PetroJunìn SA	-	-	2	-	-	-	-
Pharaonic Petroleum Co	-	-	2	-	-	-	-
Raffineria di Milazzo	7	5	-	-	-	1	-
Altre (per rapporti di importo unitario non superiore a 500 migliaia di euro)	-	1	-	-	-	1	-
Totale imprese collegate e a controllo congiunto di Eni/CDP Equity SpA	355	48	212	-	-	739	-
Totale imprese di Eni/CDP Equity SpA	600	127	453	-	20	957	-
Imprese controllate o possedute dallo Stato	36	27	67	-	-	13	-
Totale rapporti con parti correlate	756	341	900	-	31	1.018	-
Totale generale	2.610	3.879	5.461	672	1.987	3.798	6
Incidenza (%)	28,97	8,79	16,48	-	1,56	26,80	-

(1) La voce "Servizi" comprende costi per servizi, costi per godimento di beni di terzi e altri oneri e le riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti.

I rapporti commerciali e diversi al 30 giugno 2019 sono di seguito analizzati:

(milioni di euro)

	30.06.2019			Primo semestre 2019
	Crediti	Debiti commerciali, altri debiti			Costi	Ricavi
Denominazione	commerciali e altri crediti	e passività contrattuali	Garanzie	Beni	Servizi (1)	Beni e servizi	Altri
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento
Smacemex Scarl	5	4	-	-	-	-	-
Altre (per rapporti di importo unitario non superiore a 500 migliaia di euro)	-	-	-	-	-	-	-
Totale controllate escluse dall'area di consolidamento	5	4	-	-	-	-	-
Imprese joint venture e collegate
ASG Scarl	1	(3)	-	-	-	-	-
CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta velocità) Due	35	151	261	-	8	19	-
CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta velocità) Uno	(1)	5	95	-	-	-	-
Gruppo Rosetti Marino SpA	-	1	-	-	-	-	-
KWANDA Suporte Logistico Lda	14	3	-	-	-	3	-
Petromar Lda	13	1	-	-	-	4	-
PSS Netherlands BV	29	4	-	-	-	25	-
Saipem Taqa Al Rushaid Fabricators Co Ltd	14	9	-	-	7	1	-
Saren BV	19	2	-	-	-	-	-
Société pour la Réalisation du Port de Tanger Méditerranée	-	-	-	-	-	18	-
Tecnoprojecto Internacional Projectos e Realizações Industriais SA	-	-	-	-	-	-	-
TSGI Mühendislik I· ns¸aat Ltd S¸irketi	14	-	-	-	-	-	-
Xodus Subsea Ltd	-	-	-	-	-	-	-
Altre (per rapporti di importo unitario non superiore a 500 migliaia di euro)	1	-	-	-	1	-	-
Totale joint venture e collegate	139	173	356	-	16	70	-

Seguono i rapporti commerciali e diversi:

075-144SaipemSem19Ita.qxd 2-08-2019 16:52 Pagina 135

(milioni di euro)

		30.06.2019			Primo semestre 2019
	Crediti	Debiti commerciali, altri debiti		Costi		Ricavi
	commerciali	e passività				Beni
Denominazione	e altri crediti	contrattuali	Garanzie	Beni	Servizi (1)	e servizi	Altri
Totale joint venture e collegate	139	173	356	-	16	70	-
Imprese controllate di Eni/CDP Equity SpA
Eni SpA	5	-	12	-	-	6	-
Eni SpA Divisione Exploration & Production	2	-	-	-	1	8	-
Eni SpA Divisione Gas & Power	1	-	-	-	(1)	-	-
Eni SpA Divisione Refining & Marketing	1	-	11	-	-	1	-
Eni Angola SpA	19	1	36	-	-	137	-
Eni Congo SA	27	(2)	3	-	1	24
Eni Cyprus Ltd	-	-	-	-	-	-	-
Eni East Sepinggan Ltd	3	5	12	-	-	6	-
Eni Ghana E&P	9	-	5	(28)	-	16
Eni Insurance Ltd	-	-	-	-	-	-	-
Eni Iraq BV	-	-	2	-	-	-	-
Eni Maroc BV	-	-	-	-	-	-	-
Eni México, S. de R.L. de Cv	8	1	1	-	-	14	-
Eni Muara Bakau BV	18	2	18	-	-	28	-
Eni North Africa BV	3	-	-	-	-	6	-
Eni Pakistan Ltd	24	-	-	-	-	31	-
Eni Vietnam BV	-	-	-	-	-	-	-
EniProgetti SpA	3	-	-	-	-	3	-
EniServizi SpA	-	6	-	-	14	-	-
Floaters SpA	4	-	-	-	-	5	-
Ieoc Exploration BV	-	-	2	-	-	-	-
Ieoc Production BV	53	-	-	-	-	44	-
Naoc - Nigerian Agip Oil Co Ltd	168	40	-	-	-	88	-
Nigerian Agip Exploration Ltd	5	-	-	-	-	6	-
Serfactoring SpA	-	1	-	-	-	-	-
Tecnomare SpA	-	-	-	-	-	-	-
Versalis France SAS	2	-	-	-	-	2	-
Versalis SpA	-	-	21	-	-	-	-
Altre (per rapporti di importo unitario
non superiore a 500 migliaia di euro)	-	1	-	-	1	1	-
Totale imprese controllate di Eni/CDP Equity SpA	355	55	123	(28)	16	426	-
Imprese collegate e a controllo congiunto di Eni/CDP Equity SpA
Mozambique Rovuma Venture SpA (ex Eni East Africa SpA)	-	-	-	-	-	-	-
Greenstream BV	1	-	-	-	-	1	-
Mellitah Oil&Gas BV	7	3	32	-	-	8	-
Petrobel Belayim Petroleum Co	451	86	389	-	-	555	-
PetroJunìn SA	-	-	2	-	-	-	-
Raffineria di Milazzo	1	4	-	-	-	(4)	-
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	460	93	424	-	-	560	-
Totale imprese di Eni/CDP Equity SpA	815	148	547	(28)	16	986
Imprese controllate o possedute dallo Stato	31	19	64	-	-	(9)	-
Totale rapporti con parti correlate	990	344	967	(28)	32	1.047	-
Totale generale	2.475	3.965	5.694	883	2.224	4.519	8
Incidenza (%)	40,00	8,68	16,98	(3,17)	1,44	23,17	-

(1) La voce "Servizi" comprende costi per servizi, costi per godimento di beni di terzi e altri oneri e le riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti.

I valori riportati in tabella fanno riferimento alle note 9 "Crediti commerciali e altri crediti", 21 "Debiti commerciali, altri debiti e passività contrattuali", 35 "Garanzie, impegni e rischi", 36 "Ricavi (ricavi della gestione caratteristica e altri ricavi e proventi)" e 37 "Costi operativi (acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi)".

Il Gruppo Saipem fornisce servizi alle imprese del Gruppo Eni in tutti i settori in cui opera sia in Italia che all'estero.

I rapporti verso le imprese controllate o possedute dallo Stato sono in essere principalmente nei confronti del Gruppo Snam. Gli altri rapporti sono di seguito analizzati:

		31.12.2018	30.06.2019
(milioni di euro)	Altre attività	Altre passività	Altre attività	Altre passività
CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Uno	1	-	1	-
Eni SpA	-	-	-	-
Totale rapporti con parti correlate	1	-	1	-
Totale generale	167	101	171	93
Incidenza (%)	0,60	-	0,58	-

Rapporti finanziari

I rapporti finanziari sono di seguito analizzati:

075-144SaipemSem19Ita.qxd 5-08-2019 12:41 Pagina 136

(milioni di euro)

		31.12.2018					Primo semestre 2018
Denominazione	Disponibilità liquide ed equivalenti	Crediti (1)	Debiti	Impegni	Oneri	Proventi	Derivati
Serfactoring SpA	-	2	-	-	-	-	-
Totale rapporti con parti correlate	-	2	-	-	-	-	-

(1) Esposti nello stato patrimoniale per 2 milioni di euro alla voce "Altre attività finanziarie correnti".

I rapporti finanziari, escluse le passività nette per leasing, al 30 giugno 2019 sono di seguito analizzati:

(milioni di euro)

	30.06.2019					Primo semestre 2019
Denominazione	Disponibilità liquide ed equivalenti	Crediti (1)	Debiti	Impegni		Oneri	Proventi	Derivati
Serfactoring SpA	-	2	-	-		-	-	-
Totale rapporti con parti correlate	-	2	-	-		-	-	-

(1) Esposti nello stato patrimoniale alla voce "Altre attività finanziarie correnti".

L'incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate relative ai rapporti finanziari è la seguente:

		31.12.2018		30.06.2019
(milioni di euro)	Totale	Entità correlate	Incidenza %	Totale	Entità correlate	Incidenza %
Passività finanziarie a breve	80	-	-	109	-	-
Passività finanziarie a lungo termine
(comprensive delle quote a breve termine)	2.871	-	-	2.849	-	-
Totale	2.951	-	-	2.958	-	-

		Primo semestre 2018		Primo semestre 2019
(milioni di euro)	Totale	Entità correlate	Incidenza %	Totale	Entità correlate	Incidenza %
Proventi finanziari	127	-	-	99	-	-
Oneri finanziari	(152)	-	-	(154)	-	-
Strumenti derivati	(55)	-	-	(46)	-	-
Altri proventi (oneri) operativi	2	-	-	1	-	-
Totale	(78)	-	-	(100)	-	-

Rapporti finanziari per leasing

075-144SaipemSem19Ita.qxd 5-08-2019 12:17 Pagina 137

I rapporti finanziari per leasing al 30 giugno 2019 sono di seguito analizzati:

(milioni di euro)

	30.06.2019			Primo semestre 2019
Denominazione	Disponibilità liquide ed equivalenti	Crediti	Debiti	Impegni	Oneri	Proventi
Eni SpA			1	-	-	-
Consorzio FSB			2	-	-	-
Totale rapporti con parti correlate			3	-	-	-

L'incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate relative ai rapporti finanziari per leasing è la seguente:

	30.06.2019
(milioni di euro)	Totale	Entità correlate	Incidenza %
Passività per leasing a lungo termine (comprensive delle quote a breve termine)	548	3	0,55
Totale	548	3

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

(milioni di euro)	30.06.2018	30.06.2019
Ricavi e proventi	1.018	1.047
Costi e oneri	(31)	(4)
Proventi (oneri) finanziari e strumenti derivati	-	-
Variazione crediti/debiti commerciali e altri	(454)	(231)
Flusso di cassa netto da attività operativa	533	812
Variazione crediti finanziari	-	-
Flusso di cassa netto da attività di investimento	-	-
Variazione debiti finanziari	-	-
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento	-	-
Flusso di cassa totale verso entità correlate	533	812

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

	30.06.2018			30.06.2019
(milioni di euro)	Totale	Entità correlate	Incidenza %	Totale	Entità correlate	Incidenza %
Flusso di cassa da attività di periodo	288	533	185,07	419	812	193,80
Flusso di cassa da attività di investimento	(313)	-	-	(151)	-	-
Flusso di cassa da attività di finanziamento (*)	(71)	-	-	(59)	-	-

(*) 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 2019 delle imprese a controllo congiunto classificate come joint operation, confrontati con lo stesso periodo dell'anno precedente, sono i seguenti:

30.06.2018 (milioni di euro)	30.06.2019
Capitale investito netto (55)	(55)
Totale attività 57	57
Totale attività correnti 57	57
Totale attività non correnti -	-
Totale passività 57	57
Totale passività correnti 57	57
Totale passività non correnti -	-
Totale ricavi -	-
Totale costi operativi -	-
Utile operativo -	-
Utile (perdita) di periodo -	-

Eventi e operazioni significativi e non ricorrenti 45

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Nel primo semestre 2018 e nel primo semestre 2019 non si segnalano eventi e/o operazioni significativi non ricorrenti.

Transazioni derivanti da operazioni atipiche e inusuali 46

Nel primo semestre 2018 e nel primo semestre 2019 non si segnalano operazioni atipiche e inusuali.

Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo 47

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: Delibera Consob n. 20324 e n. 20828 48

La Società ha diffuso il 5 marzo 2018 un comunicato stampa con il quale ha dato atto della Delibera n. 20324 assunta dalla Commissione Consob il 2 marzo 2018.

Con riferimento allo stesso e all'avvio del procedimento finalizzato all'adozione della misura di cui all'art. 154-ter, comma 7, del D.Lgs. n. 58/1998, si rimanda alla specifica sezione, precisando che il 12 marzo 2019 la Società ha diffuso un comunicato con il quale ha dato atto della Delibera n. 20828 assunta dalla Consob il 21 febbraio 2019.

Informazioni relative alla censura formulata dalla Consob ai sensi dell'art. 154-TER, comma 7, del D.Lgs. n. 58/1998 e alla comunicazione degli Uffici di Consob in data 6 aprile 2018

Il 30 gennaio 2018 la Consob, in esito alla verifica ispettiva avviata in data 7 novembre 2016 (e conclusa in data 23 ottobre 2017) e di cui Saipem ha dato conto nella Relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2016, ha comunicato a Saipem di aver rilevato profili di non conformità "del bilancio d'esercizio e del bilancio consolidato al 31 dicembre 2016, nonché della Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2017" ai principi contabili internazionali applicabili (IAS 1 "Presentazione del bilancio"; IAS 34 "Bilancio intermedio"; IAS 8 "Principi contabili, cambiamenti nelle stime contabili ed errori", par. 5, 41 e 42; IAS 36 "Riduzione di valore delle attività", par. 31, 55-57) e, conseguentemente, l'avvio "del procedimento finalizzato all'adozione della misura di cui all'art. 154-ter, comma 7, del D.Lgs. n. 58/1998".

Con note del 13 e del 15 febbraio 2018 la Società ha trasmesso alla Consob le proprie considerazioni in ordine ai rilievi formulati dagli Uffici, evidenziando le ragioni per le quali ritiene di non condividere tali rilievi.

Il 2 marzo 2018 la Commissione, in parziale accoglimento dei rilievi degli Uffici, ha comunicato a Saipem la propria delibera n. 20324 (la "Delibera"), con la quale ha accertato la "non conformità del bilancio consolidato e di esercizio 2016 di Saipem alle norme che ne disciplinano la predisposizione", senza censurare invece la correttezza della Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2017.

Secondo la Delibera, la non conformità del bilancio consolidato e di esercizio 2016 di Saipem alle norme che ne governano la predisposizione concernerebbe in particolare: (i) la non corretta applicazione del principio della contabilizzazione per competenza sancito dalla norma contabile IAS 1; (ii) la mancata applicazione del principio contabile IAS 8 in relazione alla correzione degli errori attinenti al bilancio 2015; e (iii) il processo di stima del tasso di attualizzazione ai sensi del principio contabile IAS 36.

La Consob ha quindi chiesto alla Società, ai sensi dell'art. 154-ter, comma 7, del D.Lgs. n. 58 del 1998, di rendere noti al mercato i seguenti elementi di informazione:

• (A) le carenze e le criticità rilevate dalla Consob in ordine alla correttezza contabile dei bilanci di cui sopra;
• (B) i principi contabili internazionali applicabili e le violazioni riscontrate al riguardo;

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• (C) l'illustrazione, in un'apposita situazione economico-patrimoniale consolidata pro-forma corredata dei dati comparativi degli effetti che una contabilizzazione conforme alle regole avrebbe prodotto sulla situazione patrimoniale, sul conto economico e sul patrimonio netto dell'esercizio 2016, per i quali è stata fornita un'informativa errata.
• A. Carenze e criticità rilevate dalla Consob in ordine alla correttezza contabile del bilancio consolidato e di esercizio 2016. Le carenze e le criticità riscontrate dalla Consob con riguardo al bilancio consolidato e al bilancio d'esercizio 2016 sono sostanzialmente riconducibili ai seguenti due profili:
  • (a) non conformità del "bilancio d'esercizio e consolidato di Saipem SpA 2016, con riferimento ai dati comparativi relativi all'esercizio 2015";
  • (b) non conformità del processo di stima del tasso di attualizzazione alla base dell'impairment test relativo al bilancio 2016 a quanto previsto dal principio contabile IAS 36 che prevede che la Società debba "applicare il tasso di attualizzazione appropriato a[i...] flussi finanziari futuri".

Relativamente al punto (a), la contestazione riguarda la non conformità del bilancio consolidato e d'esercizio 2016:

• (i) allo IAS 1, par. 27, secondo il quale "un'entità deve preparare il proprio bilancio, ad eccezione dell'informativa sui flussi finanziari, secondo il principio della contabilizzazione per competenza" e par. 28, secondo cui "quando viene utilizzata la contabilizzazione per competenza, un'entità rileva le voci come attività, passività, patrimonio netto, ricavi e costi (gli elementi del bilancio) quando soddisfano le definizioni e i criteri di rilevazione previsti per tali elementi nel Quadro sistematico"; e
• (ii) allo IAS 8, par. 41, secondo cui "[...], errori rilevanti a volte non sono scoperti sino a un esercizio successivo, e tali errori di esercizi precedenti sono corretti nell'informativa comparativa presentata nel bilancio per tale esercizio successivo" e par. 42 secondo cui "l'entità deve correggere gli errori rilevanti di esercizi precedenti retroattivamente nel primo bilancio autorizzato alla pubblicazione dopo la loro scoperta come segue: (a) determinando nuovamente gli importi comparativi per l'esercizio/gli esercizi precedente/i in cui è stato commesso l'errore [...]".

In sostanza, ad avviso della Consob, le circostanze alla base di talune delle svalutazioni rilevate da Saipem nel bilancio 2016 sarebbero esistite, in tutto o in parte, già alla data di predisposizione del bilancio 2015. Infatti, Consob contesta alla Società la circostanza di avere approvato il bilancio consolidato e d'esercizio 2016 senza avere corretto "errori rilevanti" contenuti nel bilancio consolidato e d'esercizio del periodo amministrativo precedente, relativamente alle seguenti poste contabili:

• "immobili, impianti e macchinari";
• "rimanenze";
• "attività per imposte".

Relativamente al punto sub (b), Consob non condivide il fatto che la Società, ai fini dello svolgimento dell'impairment test: (i) abbia utilizzato un tasso unico per attualizzare flussi di business unit, caratterizzate da un profilo di rischio differente; (ii) non abbia considerato il rischio Paese in relazione ad alcuni asset che operano in specifiche aree geografiche per lungo tempo; (iii) non abbia tenuto conto delle modifiche nel profilo di rischio della Società conseguenti all'operazione che ha determinato il venir meno del consolidamento di Saipem nel Gruppo Eni.

B. I principi contabili internazionali applicabili e le violazioni riscontrate al riguardo.

La Consob ritiene che il bilancio consolidato e il bilancio separato di Saipem al 31 dicembre 2016 non siano conformi ai seguenti principi contabili: IAS 1, IAS 8 e IAS 36.

Nel dettaglio, la Consob ha osservato che la Società ha approvato il bilancio consolidato e d'esercizio 2016, senza avere corretto "errori rilevanti" contenuti nel bilancio consolidato e d'esercizio del periodo amministrativo precedente, relativamente alle seguenti poste contabili:

• "immobili, impianti e macchinari";

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• "rimanenze";
• "attività per imposte".

Con riferimento alla voce "immobili, impianti e macchinari" dell'esercizio 2015, Consob contesta la non corretta applicazione dello IAS 16 "Immobili, impianti e macchinari" e dello IAS 36.

Più in particolare, Consob ritiene che alcune svalutazioni operate dalla Società su "immobili, impianti e macchinari" nel bilancio consolidato 2016 avrebbero dovuto, almeno in parte, essere rilevate, per competenza economica, nell'esercizio precedente. Per la precisione, Consob contesta:

• (i) la non corretta applicazione dello IAS 36 in tema di impairment test con riferimento alla valutazione di alcuni asset iscritti nella voce "Immobili, impianti e macchinari" della business unit Drilling Offshore e con riguardo agli asset iscritti nella business unit Engineering & Construction Offshore e Onshore. Il rilievo di Consob attiene alle modalità di stima dei flussi di cassa attesi dall'impiego di tali asset ai fini dell'applicazione del test di impairment con riguardo all'esercizio 2015 e segnatamente alla non corretta applicazione dello IAS 36: (a) par. 33, lett. a), secondo cui "nella valutazione del valore d'uso un'entità deve: a) basare le proiezioni dei flussi finanziari su presupposti ragionevoli e dimostrabili in grado di rappresentare la migliore stima effettuabile da parte della direzione aziendale di una serie di condizioni economiche che esisteranno lungo la restante vita utile dell'attività. Maggior peso deve essere dato alle evidenze provenienti dall'esterno"; (b) par. 34 nella parte che prevede che il management valuti la ragionevolezza delle ipotesi su cui le proiezioni dei flussi si basano, esaminando le cause delle differenze tra le proiezioni dei flussi finanziari passati e i flussi finanziari attuali, e assicurando che le ipotesi su cui si basano le attuali proiezioni di flussi siano coerenti con i risultati passati effettivamente conseguiti; (c) par. 35 nella parte che richiama l'approccio da seguire quando fa uso di proiezioni di flussi finanziari per un periodo superiore ai cinque anni, evidenziando che tale approccio è consentito "se [l'entità] è fiduciosa che tali proiezioni siano attendibili e se può dimostrare la propria capacità, fondata sulle passate esperienze, di prevedere accuratamente flussi finanziari per un periodo più lungo";
• (ii) la non corretta applicazione dello IAS 16, parr. 51, 56 e 57 in tema di vita utile residua di alcuni asset iscritti nella voce "Immobili, impianti e macchinari" della business unit Drilling Onshore, della business unit Engineering & Construction Offshore e della business unit Engineering & Construction Onshore. Il rilievo di Consob attiene alla circostanza che la revisione della stima della vita utile residua degli asset citati (effettuata nel bilancio 2016) avrebbe dovuto essere effettuata già nell'esercizio 2015. In particolare, Consob contesta che non sarebbe stato correttamente applicato lo IAS 16: (a) par. 51 nella parte che prevede che "il valore residuo e la vita utile di un'attività devono essere rivisti almeno a ogni chiusura di esercizio e, se le aspettative differiscono dalle precedenti stime, il/i cambiamento/i deve/ono essere considerato/i come un cambiamento nella stima contabile secondo quanto previsto dallo IAS 8 Principi contabili, cambiamenti nelle stime contabili ed errori"; (b) par. 56 nella parte che prevede che "i benefici economici futuri di un'attività sono fruiti da un'entità principalmente tramite il suo utilizzo. Tuttavia, altri fattori, quali l'obsolescenza tecnica o commerciale e il deterioramento fisico di un bene che rimane inutilizzato, spesso conducono a una diminuzione dei benefici economici attesi [...]"; par. 57 nella parte che prevede che "[l]a vita utile di un bene viene definita in termini di utilità attesa dal bene per l'entità. La politica di gestione del bene di un'entità può comportare la dismissione di beni dopo un tempo determinato o dopo l'utilizzo di una specifica parte dei benefici economici futuri derivanti dal bene stesso. La vita utile di un bene, perciò, può essere più breve della sua vita economica. La stima della vita utile dell'attività comporta l'esercizio di una valutazione soggettiva, fondata sull'esperienza dell'entità su attività similari".

In conseguenza dei rilievi di cui sopra, Consob non condivide anche la competenza economica delle svalutazioni effettuate nel bilancio consolidato e d'esercizio 2016 con riferimento ad alcuni magazzini e ad un'imposta differita attiva correlate alle voci dianzi oggetto di contestazione per le quali la competenza economica della svalutazione è ricondotta da Consob all'esercizio 2015.

Consob richiama, al riguardo:

• (i) lo IAS 2 nella parte che prevede, al par. 9, che "le rimanenze devono essere valutate al minore tra il costo e il valore netto di realizzo" e al par. 30 che "le stime del valore netto di realizzo si basano sulla conoscenza più attendibile di cui si dispone al momento in cui vengono effettuate le stime dell'ammontare che si prevede di realizzare dalle rimanenze";
• (ii) lo IAS 12 nella parte che prevede, al par. 34, che "un'attività fiscale differita per perdite fiscali e crediti d'imposta non utilizzati riportati a nuovo deve essere rilevata nella misura in cui è probabile che sia disponibile un reddito imponibile futuro a fronte del quale possano essere utilizzati le perdite fiscali e i crediti d'imposta non utilizzati" e che "se non è probabile che sia disponibile reddito imponibile a fronte del quale potranno essere utilizzati le perdite fiscali o i crediti d'imposta non utilizzati, l'attività fiscale differita non viene rilevata".

Inoltre, Consob contesta il processo di stima del tasso di attualizzazione alla base dell'impairment test relativo al bilancio 2016, in quanto caratterizzato da un approccio non conforme a quanto previsto dal principio contabile IAS 36 che prevede che la Società debba "applicare il tasso di attualizzazione appropriato a[i...] flussi finanziari futuri". Più precisamente, con riguardo all'esercizio 2016 Consob non condivide il fatto che la Società, ai fini dello svolgimento dell'impairment test: (i) abbia utilizzato un tasso unico per attualizzare flussi di business unit, caratterizzate da un profilo di rischio differente; (ii) non abbia considerato il rischio Paese in relazione ad alcuni asset che operano in specifiche aree geografiche per lungo tempo.

In relazione a quanto sopra, Consob ravvisa la violazione anche del principio relativo alla corretta rappresentazione della situazione aziendale che non garantirebbe il rispetto degli assunti fondamentali e delle caratteristiche qualitative delle informazioni. Ritiene, infatti, Consob che la rilevanza degli errori e la significatività delle carenze riscontrate, possano determinare, altresì, la non conformità delle rendicontazioni in oggetto ai requisiti di attendibilità, prudenza e completezza, sanciti dal principio IAS 1.

C. Illustrazione, in un'apposita situazione economico-patrimoniale consolidata pro-forma – corredata dei dati comparativi – degli effetti che una contabilizzazione conforme alle regole avrebbe prodotto sulla situazione patrimoniale, sul conto economico e sul patrimonio netto dell'esercizio 2016, per i quali è stata fornita un'informativa errata.

La Società non condivide il giudizio di non conformità del bilancio consolidato e d'esercizio al 31 dicembre 2016 reso da Consob nella Delibera e ricorda che il bilancio consolidato e il bilancio d'esercizio al 31 dicembre 2016 sono stati approvati rispettivamente dal Consiglio di Amministrazione il 16 marzo 2017 e dall'Assemblea dei Soci il 28 aprile 2017 e sono stati oggetto della relazione della società di revisione ai sensi degli artt. 14 e 16 del decreto legislativo 27 gennaio 2010, n. 39, relazione rilasciata il 3 aprile 2017.

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Inoltre con comunicato stampa del 6 marzo 2018 Saipem ha informato che "il Consiglio di Amministrazione di Saipem, non condividendo la prospettazione della Consob, ha deliberato il 5 marzo 2018 di proporre impugnazione avverso la Delibera nelle competenti sedi giudiziarie".

Con comunicato stampa del 21 marzo 2018 Saipem ha informato che al fine di correttamente interpretare e attuare quanto disposto dalla Delibera, ha proposto motivata istanza alla Consob al fine di ottenere chiarimenti interpretativi, idonei a superare le complessità tecniche e valutative connesse ai rilievi formulati dall'Autorità e potere, in questo modo, correttamente informare il mercato, ribadendo di non condividere – e di non avere intenzione di fare proprio – il giudizio di non conformità del bilancio consolidato e del bilancio d'esercizio al 31 dicembre 2016.

Il 27 aprile 2018 Saipem ha presentato ricorso al Tribunale Amministrativo del Lazio chiedendo l'annullamento della Delibera e di ogni altro atto e/o provvedimento presupposto e/o connesso.

Il 24 maggio 2018 Saipem SpA ha depositato al TAR-Lazio motivi aggiuntivi di impugnazione avverso la citata Delibera. Il procedimento risulta pendente.

Il 16 aprile 2018 Saipem ha emesso un comunicato stampa con ad oggetto la situazione economico-patrimoniale pro forma consolidata al 31 dicembre 2016 al solo fine di ottemperare alla Delibera.

Inoltre, il 6 aprile 2018, dopo la chiusura del mercato, gli Uffici della Consob (Divisione Informazione Emittenti), con comunicazione prot. n. 0100385/18 (la "Comunicazione"), hanno avviato un procedimento amministrativo sanzionatorio formulando talune contestazioni, ai sensi degli artt. 191 e 195 del D.Lgs. n. 58/1998 ("TUF"), in ordine alla documentazione d'offerta (Prospetto Informativo e Supplemento al Prospetto Informativo) messa a disposizione del pubblico da Saipem in occasione della operazione di aumento del capitale sociale realizzata nei mesi di gennaio e febbraio 2016. Le contestazioni sono rivolte esclusivamente nei confronti degli amministratori e del Chief Financial Officer/Dirigente Preposto in carica in quel momento.

Gli Uffici di Consob nel notificare agli interessati le contestazioni hanno comunicato che le violazioni contestate da Consob, ove accertate dalla Commissione all'esito del procedimento, "sono punite con una sanzione amministrativa pecuniaria compresa tra euro 5.000 ed euro 500.000".

Saipem ha ricevuto notifica della Comunicazione unicamente quale garante ex lege del pagamento "delle sanzioni pecuniarie che potranno eventualmente essere comminate agli esponenti aziendali in esito al procedimento amministrativo".

Le contestazioni fanno seguito alla deliberazione Consob n. 20324 dello scorso 2 marzo 2018 (la "Delibera"), il cui contenuto è stato reso noto al mercato dalla Società con comunicato stampa del 5 marzo 2018. La Delibera – che, come parimenti reso noto al mercato, la Società non ha condiviso e che ha formato oggetto di impugnazione dinanzi al TAR-Lazio – aveva contestato, tra l'altro, "l'incoerenza delle assunzioni e degli elementi alla base del Piano Strategico 2016-2019 rispetto alle evidenze a disposizione degli organi di amministrazione" in quanto gli indicatori di possibile perdita di valore degli asset poi svalutati da Saipem nella relazione novestrale al 30 settembre 2016 sarebbero sussistiti, secondo la Consob, già al momento di approvazione del bilancio consolidato 2015. Con la Comunicazione, gli Uffici della Consob hanno contestato agli esponenti aziendali che al momento dell'aumento di capitale esercitavano funzioni direttive i fatti oggetto della Delibera e già comunicati al mercato, come dianzi scritto. Gli Uffici contestano inoltre taluni "profili in ordine alla non corretta redazione della dichiarazione sul capitale circolante netto" richiesta dalla disciplina vigente in materia di prospetto informativo.

Quanto precede comporterebbe, secondo gli Uffici della Consob, "l'inidoneità della documentazione d'offerta a consentire la formulazione di un fondato giudizio sulla situazione patrimoniale e finanziaria, sui risultati economici e sulle prospettive dell'emittente da parte degli investitori, ai sensi dell'art. 94, commi 2 e 7, del TUF, con riguardo alle informazioni riguardanti: a) le stime di risultato del Gruppo per l'esercizio 2015 (Guidance 2015 e le assunzioni sottostanti)"; "b) le previsioni di risultato del Gruppo tratte dal Piano Strategico 2016-2019 e le assunzioni sottostanti"; "c) la dichiarazione sul Capitale Circolante Netto" ("CCN").

Sempre secondo gli Uffici della Consob, Saipem avrebbe inoltre omesso, in violazione dell'art. 97, comma 1 e dell'art. 115, comma 1, lett. a), del TUF, di rappresentare alla Consob "informazioni inerenti (i) alle assunzioni sottostanti la dichiarazione sul CCN; (ii) alla disponibilità di uno "Scenario Eni" sul prezzo del petrolio aggiornato e (iii) l'esistenza di significative modifiche nelle assunzioni sottostanti il Piano Strategico 2016-2019".

Il 4 luglio 2018 Saipem, quale garante ex lege del pagamento "delle sanzioni pecuniarie che potranno eventualmente essere comminate agli esponenti aziendali in esito al procedimento amministrativo", ha presentato a Consob le proprie deduzioni difensive. Saipem e tutti gli esponenti aziendali destinatari della Comunicazione hanno provveduto a depositare le proprie controdeduzioni agli Uffici della Consob.

Consob, con delibera n. 20828 del 21 febbraio 2019 notificata a Saipem il 12 marzo 2019 e adottata all'esito del procedimento amministrativo sanzionatorio avviato il 6 aprile 2018, ha irrogato le seguenti sanzioni pecuniarie amministrative: a) 200 mila euro nei confronti dell'Amministratore Delegato della Società; b) 150 mila euro nei confronti del Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari in carica al momento dell'aumento di capitale del 2016.

Consob ha, inoltre, condannato Saipem SpA al pagamento di 350 mila euro, quale responsabile in solido per il pagamento delle citate sanzioni amministrative con i due soggetti sanzionati ai sensi dell'art. 195, comma 9, del Testo Unico della Finanza (nella formulazione vigente all'epoca delle asserite violazioni), con obbligo di regresso nei confronti dei medesimi due soggetti.

La Consob ha deciso di archiviare il procedimento avviato il 6 aprile 2018 nei confronti dei consiglieri di Amministrazione non esecutivi in carica all'epoca dei fatti contestati.

Il Consiglio di Amministrazione di Saipem SpA il 2 aprile 2019 ha deliberato di impugnare dinanzi alla Corte di Appello la Delibera n. 20828.

Analoga impugnativa è stata presentata dalle due persone fisiche sanzionate nella specie l'Amministratore Delegato di Saipem SpA e il Chief Financial Officer e Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili in carica all'epoca dei fatti oggetto. La prima udienza dinanzi alla Corte di Appello di Milano è stata fissata il 13 novembre 2019.

Indagini preliminari in corso.

Procura della Repubblica di Milano - Bilancio 2015 e 2016. Prospetto dell'aumento di capitale del gennaio 2016

Il 22 gennaio 2019 la Procura della Repubblica di Milano ha notificato a Saipem SpA un "decreto di perquisizione locale e sequestro e contestuale informazione di garanzia", in relazione al presunto illecito amministrativo ex artt. 5, 6, 7, 8 e 25-ter - lett. B), D.Lgs. n. 231/2001, dipendente dal contestato reato presupposto di false comunicazioni sociali asseritamente commesso dall'aprile 2016 all'aprile 2017, nonché in relazione al presunto illecito amministrativo ex artt. 5, 6, 7, 8 e 25-sexies, D.Lgs. n. 231/2001, dipendente dal contestato reato presupposto di manipolazione del mercato, asseritamente commesso dal 27 ottobre 2015 all'aprile 2017.

Contestualmente, la Procura della Repubblica di Milano ha notificato un'informazione di garanzia all'Amministratore Delegato della Società, nonché, a vario titolo, a due suoi dirigenti (tra i quali l'attuale Dirigente Preposto nominato il 7 giugno 2016) e a un suo ex dirigente nell'ambito di un'inchiesta avente ad oggetto le seguenti ipotesi di reato: (i) false comunicazioni sociali relativamente al bilancio 2015 e 2016; (ii) manipolazione del mercato asseritamente commessa dal 27 ottobre 2015 all'aprile 2017; e (iii) falso in prospetto con riferimento alla documentazione di offerta dell'aumento di capitale del gennaio 2016.

Le indagini preliminari sono tuttora in corso.

ATTESTAZIONE A NORMA DELLE DISPOSIZIONI dell'art. 154-BIS, comma 5 del D.Lgs. n. 58/1998 (Testo Unico della Finanza)

1. I sottoscritti Stefano Cao e Stefano Cavacini 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:

2. l'adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell'impresa e

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• l'effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2019 e nel corso del primo semestre 2019.

• Le procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2019 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 consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2019:

  • a) è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti nella Comunità Europea ai sensi del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002;
  • b) corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;
  • c) è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanziaria dell'emittente e dell'insieme delle imprese incluse nel consolidamento;
• 3.2 la relazione intermedia sulla gestione comprende un'analisi attendibile dei riferimenti agli eventi importanti che si sono verificati nei primi sei mesi dell'esercizio e alla loro incidenza sul bilancio consolidato semestrale abbreviato, unitamente a una descrizione dei principali rischi e incertezze per i sei mesi restanti dell'esercizio. La relazione intermedia sulla gestione comprende, altresì, un'analisi attendibile delle informazioni sulle operazioni rilevanti con parti correlate.

24 luglio 2019

/firma/ Stefano Cao /firma/ Stefano Cavacini Stefano Cao Stefano Cavacini Amministratore Delegato (CEO) Dirigente preposto

Relazione della Società di revisione

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Sede sociale in San Donato Milanese (MI) Via Martiri di Cefalonia, 67

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Società per Azioni Capitale Sociale euro 2.191.384.693 i.v. Codice Fiscale e Numero di Iscrizione al Registro delle Imprese di Milano, Monza-Brianza, Lodi n. 00825790157

Informazioni per gli Azionisti Saipem SpA, Via Martiri di Cefalonia, 67 20097 San Donato Milanese (MI)

Investor Relations e-mail: investor.relations@saipem.com

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)

Sustainable Saipem (in inglese)

Disponibili anche sul sito internet Saipem: www.saipem.com

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

Impaginazione e supervisione: Studio Joly Srl - Roma Stampa: Stilgraf Srl - Viadana (Mantova)

saipem spa Via Martiri di Cefalonia, 67 20097 San Donato Milanese (MI)

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saipem.com