Saipem

Quarterly Report • Jul 30, 2021

Informazione Regolamentata n. 0232-43-2021		Data/Ora Ricezione 30 Luglio 2021 06:58:22	MTA
Societa'	:	SAIPEM
Identificativo Informazione Regolamentata	:	150509
Nome utilizzatore	:	SAIPEMN01 - Paccioretti
Tipologia	:	2.2
Data/Ora Ricezione	:	30 Luglio 2021 06:58:22
Data/Ora Inizio Diffusione presunta	:	30 Luglio 2021 06:58:23
Oggetto	:	Saipem: risultati del primo semestre 2021/results of the first half of 2021
Testo del comunicato

Vedi allegato.

Saipem: risultati del primo semestre 2021

San Donato Milanese, 30 luglio 2021 - Il Consiglio di Amministrazione di Saipem SpA, presieduto da Silvia Merlo, ha ieri approvato la Relazione Finanziaria Semestrale consolidata al 30 giugno 20211 .

Highlights del primo semestre

• Ricavi a circa 3,2 miliardi di euro ed EBITDA adjusted in perdita per 266 milioni di euro. I risultati operativi riflettono un rallentamento rispetto al primo semestre 2020 in particolare per le attività di ingegneria e costruzioni, principalmente per:
  • il protrarsi degli effetti dell'emergenza sanitaria Covid 19 sulle attività operative, con ritardi nell'esecuzione dei progetti e il rinvio delle decisioni di investimento nei settori di interesse
  • la sospensione delle attività del progetto LNG onshore in Mozambico
  • i problemi specifici operativi di un progetto eolico offshore nel Mare del Nord
• Segnali di miglioramento nelle perforazioni con un incremento della domanda e prospettive di pieno utilizzo della flotta
• Nuovi contratti per circa 4,4 miliardi di euro nel semestre. Si consolida un portafoglio ordini di circa 26,2 miliardi 2 di euro (circa 78% della porzione E&C non legato al petrolio) a supporto delle performance nel medio-lungo termine
• Indebitamento finanziario netto post-IFRS 16 a 1,4 miliardi di euro (circa 1,1 miliardi di euro pre-IFRS 16), in lieve calo rispetto al primo trimestre, risultato dell'attenta gestione dei cash flow
• Liquidità a 2,3 miliardi di euro a seguito dell'emissione obbligazionaria di 500 milioni di euro a 7 anni a tasso fisso collocata con successo a marzo 2021 e grazie alle importanti disponibilità delle società consolidate e delle joint ventures di progetto
• Disponibilità della linea revolving inutilizzata da 1 miliardo di euro
• Avviate iniziative di trasformazione per assicurare una nuova fase di crescita sostenibile:
  • revisione della strategia di business in vista del nuovo Piano Strategico
  • revisione del modello operativo
  • semplificazione dei processi
  • riduzione della leva operativa

Ad oggi individuate 84 iniziative per risparmi annui complessivi stimati a circa 100 milioni di euro a regime

• Presentazione del nuovo Piano Strategico il prossimo autunno
• Outlook per la seconda metà del 2021:
  • ricavi tra 4,5 e 5 miliardi di euro
  • EBITDA adjusted positivo
  • investimenti tecnici attesi tra 200 e 300 milioni di euro, e
  • indebitamento finanziario netto a fine anno post-IFRS 16 intorno a 1,6 miliardi di euro.

¹ La Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata è redatta in conformità con il principio contabile IAS 34 "Bilanci Intermedi" e oggetto di revisione contabile limitata in corso di completamento. La Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata è stata messa a disposizione del Collegio Sindacale e della Società di Revisione

² Include il portafoglio ordini delle società non consolidate

Nel commentare i risultati, Francesco Caio, amministratore delegato e direttore generale di Saipem ha dichiarato:

"Saipem ha le risorse, le competenze, le relazioni con i clienti che ci consentono di progettare il futuro prossimo in una prospettiva di crescita profittevole, anche in un contesto sfidante ancora caratterizzato dalle incertezze derivanti dal Covid-19.

Gli specifici fattori che hanno inciso sui risultati non modificano i punti di forza strutturali dell'azienda su cui intendo costruire – con il contributo delle straordinarie professionalità di cui dispone il Gruppo una Saipem sempre più competitiva.

In questa prospettiva ho avviato un programma di semplificazione e focalizzazione. Sono state già identificate specifiche iniziative con un potenziale di risparmi annui di circa 100 milioni di euro a regime e su cui terremo aggiornato il mercato. Gli ordini acquisiti, il crescente tasso di utilizzo della flotta di perforazione sono ulteriori fattori positivi sui quali puntare per una rinnovata competitività a partire da un ritorno positivo dell'ebitda nel secondo semestre. Ho inoltre avviato la revisione della nostra strategia per il nuovo piano che presenterò il prossimo autunno.

Si prospettano concrete opportunità di crescita su tre fronti.

Il primo è nel nostro core business, dove si rafforzano i segnali di un nuovo ciclo di investimenti in regioni dove Saipem ha una consolidata presenza, come il Middle East.

Il secondo è nella transizione energetica, dove Saipem sta già realizzando progetti industriali nelle rinnovabili, nei biocarburanti, nella cattura della CO2 e sta ampliando il suo portafoglio tecnologico con acquisizioni, come quella di Naval Energies nell'eolico galleggiante, e joint ventures concluse nel settore dell'idrogeno verde e, con Versalis, nel bioetanolo.

Il terzo fronte è in Italia dove il PNRR sta aprendo una stagione di nuovi investimenti in infrastrutture sostenibili non solo in campo energetico ma anche nell'alta velocità ferroviaria, settore in cui abbiamo realizzato tratte rilevanti della rete nazionale e dove siamo attualmente al lavoro sulla Brescia-Verona.

Sono opportunità che vogliamo cogliere per consolidare la presenza di Saipem nel mondo ed accrescere il nostro ruolo al servizio del Paese, creando valore per le comunità locali attraverso un approccio sostenibile in tutti i nostri business."

Risultati del primo semestre 2021:

• Ricavi: 3.200 milioni di euro (3.675 milioni di euro nel primo semestre del 2020)
• EBITDA adjusted: negativo per 266 milioni di euro (positivo per 355 milioni di euro nel primo semestre del 2020)
• Risultato netto adjusted: perdita di 656 milioni di euro (perdita di 132 milioni di euro nel primo semestre del 2020)
• EBITDA: negativo per 389 milioni di euro (positivo per 271 milioni di euro nel primo semestre del 2020)
• Risultato netto: perdita di 779 milioni di euro (perdita di 885 milioni di euro nel primo semestre del 2020)
• Investimenti tecnici: 135 milioni di euro (195 milioni di euro nel primo semestre del 2020)
• Indebitamento finanziario netto comprensivo di lease liability IFRS16: 1.397 milioni di euro (1.226 milioni di euro al 31 dicembre 2020)
• Indebitamento finanziario netto ante IFRS 16 al 30 giugno 2021: 1.101 milioni di euro (872 milioni di euro al 31 dicembre 2020)
• Acquisizione di nuovi ordini: 4.402 milioni di euro (4.837 milioni di euro nel primo semestre del 2020)
• Portafoglio ordini residuo: 23.602 milioni di euro (22.400 milioni di euro al 31 dicembre 2020) che aumenta a 26.169 milioni di euro includendo il portafoglio ordini delle società non consolidate (25.296 milioni di euro al 31 dicembre 2020)

Outlook

Il 2021 permane condizionato dall'incertezza conseguente al persistere della pandemia. Nel primo semestre dell'anno, agli effetti sul business dell'emergenza sanitaria si sono aggiunte alcune questioni specifiche di un progetto condizionando la performance operativa. Lo scenario di business per il 2021 rimane inevitabilmente influenzato da tali eventi.

L'outlook per la seconda metà del 2021:

• ricavi tra 4,5 e 5 miliardi di euro
• EBITDA adjusted positivo
• investimenti tecnici attesi tra 200 e 300 milioni di euro, e
• indebitamento finanziario netto a fine anno post-IFRS 16 intorno a 1,6 miliardi di euro.

Questo scenario non tiene in considerazione un eventuale ulteriore deterioramento del contesto macroeconomico e di business a seguito, ad esempio, dell'intensificarsi dell'epidemia da Covid– 19.

Aggiornamento Mozambico

In data 26 aprile 2021 Total ha dichiarato per ragioni di sicurezza la force majeure sul progetto LNG Mozambique. Saipem ha evacuato il sito, ha continuato a gestire la parte residua delle attività di progetto fuori dal Paese, per quanto non oggetto di sospensione. Saipem ha altresì valutato in stretta cooperazione con il cliente le misure per preservare il valore del progetto ed assicurare una pronta ripartenza dei lavori non appena saranno ripristinate le condizioni di sicurezza dell'area. Non sono pertanto attesi contributi significativi dal progetto nella parte restante del 2021, con l'eccezione del rimborso di costi già sostenuti e da sostenere per la sospensione e la sicurezza.

Il progetto rimane nel portafoglio ordini al 30 di giugno 2021 per un ammontare di circa 3,6 miliardi di euro, con una rimodulazione dei tempi di realizzazione.

Covid-19

L'Azienda durante l'emergenza ha proseguito nel suo impegno per la protezione, la salute e la sicurezza delle sue persone, mantenendo relazioni strette con i clienti e con le autorità locali, al fine di assicurare la continuità delle operazioni e la sicurezza nei siti operativi, e agendo con responsabilità verso le comunità locali.

La salute dei dipendenti resta la massima priorità.

Saipem continua a monitorare la persistente situazione emergenziale e incentiva, su base volontaria, il processo di vaccinazione dei propri dipendenti nel Mondo.

Ad oggi, a fronte di una popolazione di circa 32.000 dipendenti, operanti in oltre 60 Paesi, la percentuale di persone Saipem risultate positive al Covid-19 è stata complessivamente intorno al 16%, delle quali circa 280 ancora contagiate e sotto costante attenzione da parte dell'azienda.

Highlights Finanziari

(milioni di euro)

secondo trimestre 2020	primo trimestre 2021	secondo trimestre 2021	2° trim.21 vs 2° trim.20 (%)		primo semestre 2020	primo semestre 2021	sem.21 vs sem.20 (%)
1.503	1.618	1.582		5,3 Ricavi	3.675	3.200	(12,9)
31	73	(462)		ns EBITDA	271	(389)	ns
115	88	(354)		ns EBITDA adjusted	355	(266)	ns
(534)	(49)	(589)		10,3 Risultato operativo (EBIT)	(711)	(638)	(10,3)
(41)	(34)	(481)		ns Risultato operativo adjusted (EBIT)	42	(515)	ns
(616)	(120)	(659)		7,0 Risultato netto	(885)	(779)	(12,0)
(123)	(105)	(551)		ns Risultato netto adjusted	(132)	(656)	ns
(219)	(184)	65		ns Free cash flow	(330)	(119)	(63,9)
901	1.101	1.101		22,2 Indebitamento finanziario netto ante lease liability IFRS 16	901	1.101	22,2
1.360	1.448	1.397		2,7 Indebitamento finanziario netto post lease liability IFRS 16	1.360	1.397	2,7
136	67	68		(50,0) Investimenti tecnici	195	135	(30,8)
3.920	1.594	2.808		(28,4) Ordini acquisiti	4.837	4.402	(9,0)

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

Riorganizzazione: impatti sul reporting

I risultati della divisione XSight sono inclusi nella divisione Engineering & Construction Onshore in quanto ancora non significativi dal punto di vista numerico, pertanto non vengono presentati distintamente al mercato.

Aggiornamento sulla gestione 2021

I ricavi ammontano a 3.200 milioni di euro (3.675 milioni di euro nel primo semestre del 2020) e l'EBITDA adjusted rileva una perdita di 266 milioni di euro, (utile di 355 milioni di euro nel primo semestre del 2020). Il peggioramento si registra principalmente nel settore Engineering & Construction come commentato di seguito nel paragrafo "Analisi per settori di attività".

I ricavi di commessa comprendono il valore iniziale dei ricavi concordati nel contratto e i corrispettivi aggiuntivi relativi a varianti nei lavori di commessa e revisioni di prezzo 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.

I corrispettivi aggiuntivi sono inclusi nell'ammontare dei ricavi quando hanno un'alta probabilità di riconoscimento nell'oggetto e/o nel prezzo, ancorché non ci sia ancora accordo sulla loro definizione con le relative controparti.

L'importo cumulato, prodotto in relazione allo stato di avanzamento dei progetti anche in esercizi precedenti, dei corrispettivi aggiuntivi (change orders e claim "pending revenues"), del settore Engineering & Construction al 30 giugno 2021 è pari a 376 milioni di euro (275 milioni di euro al 31 dicembre 2020).

I corrispettivi aggiuntivi sono inclusi nell'ammontare dei ricavi quando hanno un'alta probabilità di riconoscimento nell'oggetto e/o nel prezzo, ancorché non ci sia ancora accordo sulla loro definizione con

le relative controparti. Importi superiori ai 30 milioni di euro sono iscritti solo se supportati da perizie tecnico-legali esterne.

Il risultato netto adjusted riporta una perdita di 656 milioni di euro (perdita di 132 milioni di euro nel primo semestre del 2020). La variazione negativa registrata nel risultato operativo adjusted, 557 milioni di euro, e nella gestione delle partecipazioni, 35 milioni di euro, è ridotta dal miglioramento del saldo della gestione fiscale e finanziaria nonché del risultato di competenza di terzi per un totale di 68 milioni di euro.

Il risultato netto registra una perdita di 779 milioni di euro (perdita di 885 milioni di euro nel primo semestre del 2020) e sconta rispetto al risultato netto adjusted i seguenti special items:

• accantonamento oneri di circa 75 milioni di euro per una controversia legale relativa ad un progetto già completato, derivanti dall'attività di periodico monitoraggio legale dell'evoluzione del complessivo contenzioso;
• oneri derivanti dall'emergenza sanitaria per circa 36 milioni di euro. Tale ammontare comprende i costi sostenuti nel semestre direttamente imputabili alla pandemia Covid-19, quali ad esempio i costi per le risorse in stand-by nel caso in cui le attività dei siti operativi e dei mezzi navali siano state bloccate dalle autorità, per l'acquisto di dispositivi e apparecchiature di protezione individuale in aggiunta alle pratiche standard, per la sanificazione delle aree di lavoro, per l'organizzazione di voli charter per il rientro delle persone;
• oneri da riorganizzazione per 12 milioni di euro.

Riconciliazione EBIT adjusted – EBIT reported

					(milioni di euro)
	E&C Offshore	E&C Onshore	Offshore Drilling	Onshore Drilling	Totale
EBIT adjusted	(395)	(105)	14	(29)	(515)
Costi emergenza sanitaria Covid-19	26	3	4	3	36
Oneri da riorganizzazione	7	5	-	-	12
Oneri contenziosi	-	75	-	-	75
Totale special items	(33)	(83)	(4)	(3)	(123)
EBIT reported	(428)	(188)	10	(32)	(638)

Nel corrispondente periodo del 2020 il risultato netto registrava una perdita di 885 milioni di euro e scontava rispetto al risultato netto adjusted i seguenti special items:

• svalutazioni di immobilizzazioni materiali della divisione Drilling Offshore per 590 milioni di euro, derivanti dal test di impairment;

• svalutazione di immobilizzazioni materiali e relativo circolante, nonché del diritto d'uso di un bene di terzi per 99 milioni di euro;

• sopravvenienze passive per circa 20 milioni di euro;

• oneri derivanti dall'emergenza sanitaria per circa 44 milioni di euro.

Gli investimenti tecnici effettuati nel corso del primo semestre del 2021, principalmente riferiti a interventi di manutenzione e upgrading, ammontano a 135 milioni di euro (195 milioni di euro nel primo semestre del 2020, comprensivi dell'acquisto del nuovo mezzo navale Saipem Endeaovur), e sono così ripartiti:

• per l'Engineering & Construction Offshore 77 milioni di euro;
• per l'Engineering & Construction Onshore 5 milioni di euro;
• per il Drilling Offshore 41 milioni di euro;
• per il Drilling Onshore 12 milioni di euro.

L'Indebitamento finanziario netto al 30 giugno 2021 ante effetti lease liability IFRS 16 ammonta a 1.101 milioni di euro, registrando un incremento di 229 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2020 (872 milioni di euro), principalmente dovuto al rallentamento di alcuni progetti in esecuzione e allo slittamento del

contributo dei progetti di recente acquisizione. L'Indebitamento finanziario netto comprensivo della lease liability IFRS16, pari a 296 milioni di euro, ammonta a 1.397 milioni di euro.

Al 30 giugno 2021 sono presenti contratti di finanziamento bancari contenenti clausole di financial covenant che prevedono il rispetto del rapporto tra Indebitamento finanziario netto ed EBITDA, rilevato annualmente sulla base dei dati al 31 dicembre, non superiore a 3,5 volte.

Tenuto conto del valore dell'EBITDA del primo semestre e delle aspettative relative al secondo semestre del 2021, la Società intende esaminare tempestivamente con i propri finanziatori le modalità di intervento più appropriate.

Portafoglio ordini

Nel corso del primo semestre del 2021, Saipem ha acquisito nuovi ordini per un totale di 4.402 milioni di euro (4.837 milioni di euro nel primo semestre del 2020). Il portafoglio ordini al 30 giugno 2021 ammonta a 23.602 milioni di euro (7.632 milioni di euro nell'Engineering & Construction Offshore, 13.877 milioni di euro nell'Engineering & Construction Onshore, 477 milioni di euro nel Drilling Offshore e 1.616 nel Drilling Onshore), di cui 4.025 milioni di euro da realizzarsi nel 2021.

Il portafoglio ordini comprensivo di società non consolidate al 30 giugno 2021 ammonta a 26.169 milioni di euro (7.698 milioni di euro nell'Engineering & Construction Offshore, 16.378 milioni di euro nell'Engineering & Construction Onshore, 477 milioni di euro nel Drilling Offshore e 1.616 nel Drilling Onshore), di cui 4.690 milioni di euro da realizzarsi nel 2021.

Nuove Acquisizioni dopo la chiusura

Saipem ha firmato un nuovo accordo con Eni per l'utilizzo della Saipem 10000 nelle acque del Mediterraneo.

La nuova nave di perforazione Santorini, che è stata annunciata il 29 giugno scorso ed entrerà nella flotta nel mese di novembre del 2021, subentrerà nel contratto oggi in capo alla Saipem 10000, per operazioni nel settore statunitense del Golfo del Messico.

Inoltre, è stato firmato con Eni Angola un contratto per l'utilizzo del semi sommergibile Scarabeo 9 per attività di perforazione su tre pozzi, in aggiunta ad altri tre opzionali, nell'offshore dell'Angola.

Recuperabilità del valore degli asset

Come previsto dalla metodologia di impairment approvata dal Consiglio di Amministrazione lo scorso 30 giugno, i flussi di cassa prospettici per la stima del valore recuperabile delle singole Cash Generating Unit (CGU) sono determinati sulla base delle migliori informazioni disponibili e delle aspettative al momento della stima. Tali previsioni considerano le attese future del management delle divisioni in relazione ai rispettivi mercati di rifermento, nonché i risultati consuntivati.

In particolare, secondo la metodologia, dettagliata nella relazione Finanziaria annuale 2020, pubblicata sul sito Saipem, a cui si rimanda per maggiori informazioni, 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 di Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione.

Nel monitorare gli indicatori di impairment, il Gruppo ha preso in considerazione, tra gli altri fattori, il rapporto tra la propria capitalizzazione di mercato e il patrimonio netto contabile del Gruppo.

In particolare, al 30 giugno 2021 la capitalizzazione di mercato del Gruppo è risultata inferiore al valore del patrimonio netto dell'ultima chiusura contabile al 31 marzo 2021; tale situazione indica una potenziale perdita di valore dell'avviamento e/o delle altre attività. Pertanto, il test di impairment ha previsto la verifica del valore recuperabile di tutte le "CGU".

Il test di impairment ha riguardato quindi le 15 CGU rappresentate da: una unità di floating production (leased FPSO Cidade de Vitoria), dalla Divisione Engineering & Construction Offshore, dalla Divisione Engineering & Construction Onshore depurata della leased FPSO Cidade de Vitoria, dalla Divisione XSIGHT, dalla Divisione Drilling Onshore e dai singoli mezzi del Drilling Offshore.

I flussi di cassa impiegati ai fini del test di impairment sono quelli del Piano Strategico 2021-2024 (Piano), approvato dal Consiglio di Amministrazione nel mese di febbraio 2021, opportunamente aggiornati integrando gli effetti delle più recenti assunzioni elaborate, come da procedura, dalle Divisioni.

Si precisa che le rate di noleggio di lungo termine delle CGU del Drilling Offshore sono state ridefinite utilizzando i nuovi report di aggiornamento delle stesse da parte di fonti esterne, normalmente utilizzati dalla Divisione come benchmark di riferimento.

Il valore d'uso al 30 giugno 2021 delle CGU è stato determinato attualizzando i flussi di cassa al netto delle imposte con un tasso di sconto, aggiornato alla data di valutazione, specifico per ciascun segmento di business.

I tassi di attualizzazione dei flussi di cassa delle CGU sono stati aggiornati al 30 giugno 2021 applicando la medesima metodologia impiegata per il test eseguito al 31 dicembre 2020, come riportato nella tabella seguente:

(%)	31 dicembre 2020	30 giugno 2021	∆
E&C Offshore	8,0	8,2	0,2
E&C Onshore	7,8	8,0	0,2
XSIGHT	7,8	8,0	0,2
Leased FPSO	6,3	6,4	0,1
Drilling Offshore	9,7	6,0	(3,7)
Drilling Onshore	7,8	8,1	0,3

Come esito del test di Impairment al 30 giugno 2021 non sono state registrate svalutazioni (impairment loss).

Con riferimento alle CGU del Drilling Offshore sono state inoltre effettuate analisi di sensitivity sul costo medio ponderato del capitale (WACC) e sulle rate di lungo termine, che rappresentano le grandezze che incidono in misura più significativa sui risultati del test. In particolare, un incremento del WACC dell'1% non determinerebbe alcuna svalutazione (impairment loss), mentre per quanto riguarda le rate di lungo termine, una riduzione delle tariffe del 10% determinerebbe una svalutazione (impairment loss) di 2 milioni di euro.

***

Il presente comunicato stampa deve essere letto congiuntamente alla Relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2020 e alla Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2020 di Saipem SpA, già disponibili sul sito internet della Società (www.saipem.com) alla sezione "Investor Relations - Informazioni finanziarie".

***

Il dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, Antonio Paccioretti, Chief Financial Officer dichiara ai sensi del comma 2 articolo 154 bis del Testo Unico della Finanza che l'informativa contabile corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.

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), la pandemia Covid-19 (inclusi i suoi impatti sul nostro business, sui nostri progetti in esecuzione in tutto il mondo e sulla nostra catena di approvvigionamento), nonché i cambiamenti nelle aspettative degli stakeholders ed 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.

Conference call con webcast

I risultati contenuti nel presente comunicato stampa saranno illustrati oggi alle ore 9.00 ora italiana nel corso di una conference call con webcast, tenuta dal CEO Francesco Caio e dal CFO Antonio Paccioretti. La conference call potrà essere seguita in modalità webcast collegandosi al sito internet www.saipem.com e cliccando sul banner '1H 2021 results presentation' nella home page, o attraverso il seguente URL https://edge.media-server.com/mmc/p/oa6zykyx

Durante la conference call con webcast sarà illustrata una presentazione che potrà essere scaricata, circa 30 minuti prima dell'ora prevista di inizio, dalla finestra del webcast o dalla sezione "Investor Relations/Risultati trimestrali e documentazione/Archivio" del sito www.saipem.com. La presentazione sarà altresì messa a disposizione presso il meccanismo di stoccaggio autorizzato "eMarketSTORAGE" () e sul sito internet di Borsa Italiana SpA (www.borsaitaliana.it).

Saipem è una piattaforma tecnologica e di ingegneria avanzata per la progettazione, la realizzazione e l'esercizio di infrastrutture e impianti complessi, sicuri e sostenibili. Da sempre orientata all'innovazione tecnologica, Saipem è oggi impegnata al fianco dei suoi clienti sulla frontiera della transizione energetica con mezzi, tecnologie e processi sempre più digitali e orientati sin dalla loro concezione alla sostenibilità ambientale. Quotata alla Borsa di Milano, è organizzata in cinque divisioni di business (E&C Offshore, E&C Onshore, Drilling Offshore, Drilling Onshore e XSIGHT per i servizi di consulenza ed ingegneria nella fase iniziale di definizione del progetto) ed è presente in più di 60 paesi del mondo, impiega 32mila dipendenti di 130 diverse nazionalità.

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

Relazioni con i media E-mail: media.relations@saipem.com

Investor Relations E-mail: investor.relations@saipem.com

Contatto per gli investitori individuali E-mail: segreteria.societaria@saipem.com

Analisi per settori di attività – Risultati adjusted:

							(milioni di euro)
secondo trimestre 2020	primo trimestre 2021	secondo trimestre 2021	2° trim.21 vs 2° trim.20 (%)		primo semestre 2020	primo semestre 2021	sem.21 vs sem.20 (%)
659	557	475		(27,9) Ricavi	1.485	1.032	(30,5)
(592)	(549)	(754)		27,4 Costi	(1.312)	(1.303)	(0,7)
67	8	(279)		ns EBITDA adjusted	173	(271)	ns
(79)	(60)	(64)		(19,0) Ammortamenti	(156)	(124)	ns
(12)	(52)	(343)		ns Risultato operativo adjusted	17	(395)	ns
10,2 (1,8)	1,4 (9,3)	(58,7) (72,2)		EBITDA adjusted % EBIT adjusted%	11,6 1,1	(26,3) (38,3)
853	1.360	1.019		Ordini acquisiti	1.354	2.379

Engineering & Construction Offshore

Portafoglio ordini residuo al 30 giugno 2021: 7.632 milioni di euro, di cui 2.181 milioni di euro da realizzarsi nel 2021.

• I ricavi del primo semestre del 2021 ammontano a 1.032 milioni di euro, in diminuzione del 30,5% rispetto al corrispondente periodo del 2020, riconducibile principalmente ai minori volumi sviluppati in Africa e Medio Oriente in parte compensati dall'aumento dei volumi in Europa e in America.
• L'EBITDA adjusted del primo semestre del 2021 è negativo per 271 milioni di euro, rispetto al dato positivo di 173 milioni di euro del corrispondente periodo del 2020, pari all'11,6% dei ricavi. Il risultato è gravato dalle già citate problematiche operative registrate su un progetto eolico nel Mare del Nord e dal mancato contributo dei contratti di recente acquisizione in sostituzione dei progetti terminati nel 2020.
• Le acquisizioni più significative nel corso del secondo trimestre sono relative a:
  • per conto di Saudi Aramco, in Arabia Saudita, una nuova estensione di tre anni del Long Term Agreement (LTA), l'accordo quadro che riguarda attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e installazione (EPCI) per lo sviluppo di nuove infrastrutture offshore e potenziamento di quelle esistenti. Inoltre, sono stati aggiudicati 4 ordini di lavoro, riguardanti il potenziamento degli impianti esistenti dei giacimenti offshore di Zuluf, Berri e Abu Safah e il terminal di Ras Tanura
  • successivamente, è stato assegnato sempre da Saudi Aramco un ulteriore quinto ordine di lavoro, sempre nell'ambito del programma LTA, relativo ad attività per l'ulteriore sviluppo del giacimento offshore di Marjan ;
  • per conto di Qatargas, in Qatar, la conferma dell'esercizio di due opzioni relative a lavori aggiuntivi nel quadro del progetto North Field Production Sustainability Offshore. Le attività comprendono la costruzione di due ulteriori piattaforme di collettamento, due ulteriori ponti di collegamento con le piattaforme testa di pozzo esistenti, due condotte anticorrosione rivestite in acciaio al carbonio di collegamento tra i pozzi, nonché lo smantellamento della condotta esistente;
  • per conto di Eni Angola Spa un nuovo contratto per lo sviluppo sottomarino in alti fondali della Fase 2 preliminare del giacimento di Agogo nel Blocco 15/06 West Hub. Le attività prevedono l'ingegneria, l'approvvigionamento, la costruzione e l'installazione di equipaggiamenti e strutture sottomarine;

							(milioni di euro)
secondo trimestre 2020	primo trimestre 2021	secondo trimestre 2021	2° trim.21 vs 2° trim.20 (%)		primo semestre 2020	primo semestre 2021	sem.21 vs sem.20 (%)
680		938		37,9 Ricavi adjusted	1.769	1.843	4,2
	905
(667)	(862)	(1.051)		57,6 Costi	(1.705)	(1.913)	12,2
13	43	(113)		ns EBITDA adjusted	64	(70)	ns
(21)	(18)	(17)		(19,0) Ammortamenti	(41)	(35)	(14,6)
(8)	25	(130)		ns Risultato operativo adjusted	23	(105)	ns
1,9	4,8	(12,0)		EBITDA adjusted %	3,6	(3,8)
(1,2)	2,8	(13,9)		EBIT adjusted %	1,3	(5,7)
2.934	175	1.536		Ordini acquisiti	3.335	1.711

Engineering & Construction Onshore

Portafoglio ordini residuo al 30 giugno 2021: 13.877 milioni di euro, di cui 1.504 milioni di euro da realizzarsi nel 2021.

• I ricavi del primo semestre del 2021 ammontano a 1.843 milioni di euro, in aumento del 4,2% rispetto al corrispondente periodo del 2020, riconducibile principalmente ai maggiori volumi realizzati in Africa Sub-Sahariana in buona parte compensati dai minori volumi sviluppati in Medio Oriente.
• L'EBITDA adjusted del primo semestre del 2021 è negativo per 70 milioni di euro, rispetto al dato positivo di 64 milioni di euro del corrispondente periodo del 2020, pari al 3,6% dei ricavi; i margini risentono della sospensione del contratto LNG in Mozambico e degli extra costi di allungamento dei tempi di esecuzione di un progetto in Medio Oriente per le conseguenze relative al Covid 19.
• Le acquisizioni più significative nel corso del secondo trimestre sono relative a:
  • per conto Petrobras, in JV con Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co. Ltd (DSME), un contratto per la costruzione di una unità galleggiante di produzione e stoccaggio (FPSO), denominata P-79, per lo sviluppo del campo offshore di Búzios, in Brasile;
  • per conto Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) un nuovo contratto EPC per il progetto Optimum Shah Gas Expansion (OSGE) & Gas Gathering, che prevede l'ingegneria, la fornitura dei materiali, la costruzione e la messa in servizio di moduli aggiuntivi per l'espansione e il potenziamento dell'impianto di Shah gas già attivo, negli Emirati Arabi Uniti.

Offshore Drilling

secondo trimestre 2020	primo trimestre 2021	secondo trimestre 2021	2° trim.21 vs 2° trim.20 (%)		primo semestre 2020	primo semestre 2021	sem.21 vs sem.20 (%)
55	78	89		61,8 Ricavi	185	167	(9,7)
(51)	(56)	(66)		29,4 Costi	(122)	(122)	-
4	22	23		ns EBITDA adjusted	63	45	(28,6)
(22)	(15)	(16)		(27,3) Ammortamenti	(50)	(31)	(38,0)
(18)	7	7		ns Risultato operativo adjusted	13	14	7,7
7,3	28,2	25,8		EBITDA adjusted %	34,1	26,9
(32,7)	9,0	7,9		EBIT adjusted %	7,0	8,4
27	44	82		Ordini acquisiti	34	126

Portafoglio ordini residuo al 30 giugno 2021: 477 milioni di euro, di cui 152 milioni di euro da realizzarsi nel 2021.

• I ricavi del primo semestre del 2021 ammontano a 167 milioni di euro, in diminuzione del 9,7% rispetto al corrispondente periodo del 2020, per effetto principalmente del minore contributo della nave di perforazione S10000, in stand-by rate nel corso del primo trimestre, e del jack up Perro Negro 8, inattivo nel corso del semestre, solo in parte compensato dalla maggiore operatività della piattaforma semisommergibile Scarabeo 8.
• L'EBITDA adjusted del primo semestre del 2021 ammonta a 45 milioni di euro, pari al 26,9% dei ricavi, rispetto ai 63 milioni di euro del corrispondente periodo del 2020, pari al 34,1%.
• Le acquisizioni più significative nel corso del secondo trimestre sono relative a:
  • per conto Wintershall DEA, un contratto per la realizzazione di sei pozzi firm più due opzionali in Norvegia con l'impiego del semisommergibile Scarabeo 8;
  • per conto Eni, l'esercizio di due opzioni relative al semisommergibile Scarabeo 5 per attività in Angola.

L'utilizzo dei principali mezzi navali nel primo semestre del 2021 e l'impatto delle manutenzioni programmate e dei fermi per inattività nel 2021 sono indicati nel seguente prospetto:

	1°semestre 2021	anno 2021
Mezzo navale	venduti	non operativi	non operativi
	(n° giorni)		(n° giorni)
Piattaforma semisommergibile Scarabeo 5	181	-	-
Piattaforma semisommergibile Scarabeo 8	165	16 (b)	63 (b)
Piattaforma semisommergibile Scarabeo 9	-	181 (b)	232 (b)
Nave di perforazione Saipem 10000	181	-	-
Nave di perforazione Saipem 12000	181	-	92 (b)
Jack up Perro Negro 2	-	181 (c)	273 (c)
Jack up Perro Negro 4	181	-	34 (b)
Jack up Perro Negro 5	-	181 (c)	273 (c)
Jack up Perro Negro 7	181	-	71 (a)
Jack up Perro Negro 8	73	108 (a+b)	108 (a+b)
Jack up Pioneer Jindal*	181	-	-
Jack up Sea Lion 7*	181	-	-
Jack up Perro Negro 9*	181	-	-
Tender Assisted Drilling Barge	-	181 (b)	365 (b)

(a) = giorni in cui il mezzo è stato/sarà interessato da lavori di rimessa in classe e/o approntamento

(b) = giorni in cui il mezzo è stato/sarà inattivo senza contratto

(c) = impianti destinati al disinvestimento secondo la normativa attuale (green recycling)

*mezzi noleggiati da terzi

Onshore Drilling:

							(milioni di euro)
secondo trimestre 2020	primo trimestre 2021	secondo trimestre 2021	2° trim.21 vs 2° trim.20 (%)		primo semestre 2020	primo semestre 2021	sem.21 vs sem.20 (%)
109	78	80		(26,6) Ricavi	236	158	(33,1)
(78)	(63)	(65)		(16,7) Costi	(181)	(128)	(29,3)
31	15	15		(51,6) EBITDA adjusted	55	30	(45,5)
(34)	(29)	(30)		(11,8) Ammortamenti	(66)	(59)	(10,6)
(3)	(14)	(15)		ns Risultato operativo adjusted	(11)	(29)	ns
28,4 (2,8)	19,2 (17,9)	18,8 (18,8)		EBITDA adjusted % EBIT adjusted %	23,3 (4,7)	19,0 (18,4)
106	15	171		Ordini acquisiti	114	186

Portafoglio ordini residuo al 30 giugno 2021: 1.616 milioni di euro, di cui 188 milioni di euro da realizzarsi nel 2021.

• I ricavi del primo semestre del 2021 ammontano a 158 milioni di euro, in diminuzione del 33,1% rispetto al corrispondente periodo del 2020, per effetto dei minori volumi sviluppati in Arabia Saudita.
• L'EBITDA adjusted del primo semestre del 2021 ammonta a 30 milioni di euro, pari al 19,0% dei ricavi, in diminuzione rispetto ai 55 milioni di euro del corrispondente periodo del 2020, pari al 23,3%.
• Le acquisizioni più significative nel corso del secondo trimestre riguardano principalmente estensioni di contratti in Arabia Saudita della durata di 10 anni e 5 anni e un nuovo contratto in Colombia della durata di 4 anni.

L'attività operativa ha registrato un utilizzo medio degli impianti pari a 44.6% (64,5% nel corrispondente periodo del 2020) che scende al 35,4% (51,3% nel corrispondente periodo del 2020) se si includono gli impianti venezuelani. Questi ultimi sono impianti totalmente svalutati e considerati, date le condizioni attuali, non adatti all'utilizzo.

Il tasso di utilizzo più alto è stato registrato nella regione che fa riferimento a Europa, Medio Oriente e Africa dove la flotta operativa ha registrato un 55% di giorni venduti. Il numero di impianti presenti al 30 giugno 2021 nella regione è pari a 36 (così come nel corrispondente periodo del 2020). Inoltre, è stato utilizzato 1 impianto di terzi in Congo.

In America Latina è stato registrato il tasso di utilizzo medio pari al 32% (33,8% nel corrispondente periodo del 2020) che scende a 20,4% (21,6% nel corrispondente periodo 2020) considerando gli impianti venezuelani.

Il numero di impianti presenti al 30 giugno 2021 nella regione è pari a 30 (così come nel corrispondente periodo del 2020) senza includere i 17 impianti presenti in Venezuela.

Si allegano:

• gli schemi consolidati di Stato Patrimoniale, Conto Economico riclassificati (il Conto Economico è riclassificato secondo natura e destinazione dei costi operativi) e il Rendiconto Finanziario

		(milioni di euro)
	31dicembre2020	30 giugno2021
Immobilizzazioni materiali nette	3.284	3.242
Diritto d'utilizzo di attività in leasing	288	265
Immobilizzazioni immateriali	701	698
	4.273	4.205
Partecipazioni	140	99
Capitale immobilizzato	4.413	4.304
Capitale di esercizio netto	(2)	(537)
Fondo per benefici ai dipendenti	(237)	(215)
Attività disponibili per la vendita	-	-
CAPITALE INVESTITO NETTO	4.174	3.552
Patrimonio netto	2.923	2.130
Capitale e riserve di terzi	25	25
Indebitamento finanziario netto ante lease liability IFRS 16	872	1.101
Passività finanziarie beni in leasing	354	296
Indebitamento finanziario netto	1.226	1.397
COPERTURE	4.174	3.552
Leverage post IFRS16 (indebitamento/patrimonio netto + capitale di terzi)	0,42	0,65
N° AZIONI EMESSE E SOTTOSCRITTE	1.010.977.439	1.010.977.439

STATO PATRIMONIALE CONSOLIDATO RICLASSIFICATO

					(milioni di euro)
2°	1° 2°			primo semestre
trimestre 2020	trimestre 2021	trimestre 2021		2020	2021
1.503	1.618		1.582 Ricavi della gestione caratteristica	3.675	3.200
1	1		1 Altri ricavi e proventi	2	2
(1.066)	(1.155)		(1.598) Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi	(2.550)	(2.753)
2	(3)		(47) Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti	(5)	(50)
(409)	(388)		(400) Lavoro e oneri relativi	(851)	(788)
31	73		(462) MARGINE OPERATIVO LORDO	271	(389)
(565)	(122)		(127) Ammortamenti e svalutazioni	(982)	(249)
(534)	(49)		(589) RISULTATO OPERATIVO	(711)	(638)
(35)	(31)		(25) Oneri finanziari	(95)	(56)
18	(10)		(15) Proventi (oneri) da partecipazioni	10	(25)
(551)	(90)		(629) RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE	(796)	(719)
(52)	(30)		(30) Imposte sul reddito	(74)	(60)
(603)	(120)		(659) RISULTATO PRIMA DEGLI INTERESSI DI TERZI AZIONISTI	(870)	(779)
(13)	-		- Risultato di competenza di terzi azionisti	(15)	-
(616)	(120)		(659) RISULTATO NETTO	(885)	(779)
(51)	2		(532) CASH FLOW (Risultato Netto + Ammortamenti)	97	(530)

CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO RICLASSIFICATO PER NATURA

				(milioni di euro)
2°	1°	2°		primo semestre
trimestre 2020	trimestre 2021	trimestre 2021		2020	2021
1.503	1.618		1.582 Ricavi della gestione caratteristica	3.675	3.200
(1.849)	(1.505)		(2.018) Costi della produzione	(4.022)	(3.523)
(106)	(79)		(57) Costi di inattività	(188)	(136)
(40)	(38)		(47) Costi commerciali	(82)	(85)
(8)	(7)		(8) Costi per studi, ricerca e sviluppo	(15)	(15)
(2)	1		3 Proventi (Oneri) diversi operativi netti	(2)	4
(502)	(10)		(545) MARGINE DI ATTIVITA'	(634)	(555)
(32)	(39)		(44) Spese generali	(77)	(83)
(534)	(49)		(589) RISULTATO OPERATIVO	(711)	(638)
(35)	(31)		(25) Oneri finanziari	(95)	(56)
18	(10)		(15) Proventi (oneri) da partecipazioni	10	(25)
(551)	(90)		(629) RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE	(796)	(719)
(52)	(30)		(30) Imposte sul reddito	(74)	(60)
(603)	(120)		(659) RISULTATO PRIMA DEGLI INTERESSI DI TERZI AZIONISTI	(870)	(779)
(13)	-		- Risultato di competenza di terzi azionisti	(15)	-
(616)	(120)		(659) RISULTATO NETTO	(885)	(779)
(51)	2		(532) CASH FLOW (Risultato Netto + Ammortamenti)	97	(530)

CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO RICLASSIFICATO PER DESTINAZIONE

				(milioni di euro)
2°	1°	2°		primo semestre
trimestre 2020	trimestre 2021	trimestre 2021		2020	2021
(616)	(120)	(659)	Risultato del periodo di Gruppo	(885)	(779)
13	–	-	Risultato del periodo di terzi	15	-
			a rettifica:
587	99	390	Ammortamenti ed altri componenti non monetari	1.008	489
(68)	(98)	402	Variazione del capitale di periodo relativo alla gestione	(274)	304
(84)	(119)	133	Flusso di cassa netto da attività di periodo	(136)	14
(136)	(67)	(68)	Investimenti tecnici	(195)	(135)
-	–	-	Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda	-	-
1	2	-	Disinvestimenti	1	2
(219)	(184)	65	Free cash flow	(330)	(119)
-	–	-	Acquisto di azioni proprie	(16)	-
-	-	-	Aumento di capitale al netto oneri	-	-
(10)	(26)	-	Flusso di cassa del capitale proprio	(10)	(26)
(44)	(21)	(64)	Rimborso passività beni in leasing	(78)	(85)
4	2	(1)	Differenze di cambio sull'indebitamento finanziario netto e altre variazioni	5	1
(269)	(229)	-	Variazione indebitamento finanziario netto ante passività beni in leasing	(429)	(229)
131	7	51	Variazione passività beni in leasing	151	58
(138)	(222)	51	Variazione indebitamento finanziario netto	(278)	(171)
1.222	1.226	1.448	Indebitamento finanziario netto inizio periodo	1.082	1.226
1.360	1.448	1.397	Indebitamento finanziario netto fine periodo	1.360	1.397

Saipem: results of the first half of 2021

San Donato Milanese, 30 July 2021 – The Saipem SpA Board of Directors, chaired by Silvia Merlo, approved, yesterday, the Consolidated Half-Year Financial Report as at 30 June 20211 .

Highlights of the first half-year

• Revenues of approximately €3.2 billion and adjusted EBITDA at a loss of €266 million. Operating results, reflect a slowdown compared to the first half of 2020, especially for the engineering and construction activities, mainly due to:
  • continued effects of the Covid-19 health crisis on operational activities, with the delays in project execution and the postponement of investment decisions in the sectors of interest
  • suspension of LNG onshore project activities in Mozambique
  • specific operational issues of an offshore wind project in the North Sea
• Signs of improvement in drilling with an increase in demand and potential for a full utilization of the fleet
• New contracts for approximately €4.4 billion in the half year. Consolidation of a backlog of approximately €26.2 billion2 (approximately 78% of the E&C portion not linked to oil), supporting performance in the medium-long term
• Net debt post-IFRS 16 at €1.4 billion (around €1.1 billion pre-IFRS 16), slightly reduced compared with the first quarter, as a result of the accurate management of cash flows
• Cash and cash equivalents at €2.3 billion following the 7 years €500 million fixed rate bond successfully issued in March 2021 and thanks to the significant cash availability of the consolidated companies and of the project joint ventures
• Availability of the fully undrawn €1 billion revolving credit facility
• Launch of transformation initiatives to ensure a new phase of sustainable growth:
  • review of the business strategy ahead of the new Strategic Plan
  • review of the operating model
  • simplification of processes
  • reduction of operating leverage

To date, 84 initiatives have been identified for total estimated annual run rate of savings of approximately €100 million

• Presentation next autumn of the new Strategic Plan
• Outlook for the second half of 2021:
  • revenues of between €4.5 and €5 billion
  • positive adjusted EBITDA
  • capital expenditure expected between €200 and €300 million and
  • net debt post-IFRS 16 around €1.6 billion at year end

¹ The Consolidated Half-Year Financial Report is drawn up in accordance with the IAS 34 accounting standard "Interim Financial Statements" and subject to limited audit under completion. The Consolidated Half-Year Financial Report was made available by the Board of Statutory Auditors and by the Auditing Firm

² Includes the backlog of non-consolidated companies

Commenting on the results, Francesco Caio, CEO and General Manager of Saipem said:

"Saipem has the resources, the skills and the relationships with clients that enable us to plan the near future with a view to profitable growth, even in a challenging context which is still characterised by the uncertainties deriving from Covid-19.

The specific factors which have affected financial results do not alter the Company's structural strengths on which I intend to build – with the contribution of the outstanding professionals working in the Group an increasingly competitive Saipem.

With this perspective, I have launched a programme to simplify and focus our operations. Specific initiatives have already been identified yielding a potential yearly run rate saving of approximately 100 million euro; we will provide updates to the market. The order intake and the growing utilization of the drilling fleet represent further positive factors on which we can leverage for a renewed competitiveness, starting from a return to a positive EBITDA in the second half of the year. I have also started a strategic review for a new plan which I intend to present next autumn.

Concrete opportunities for growth are emerging on three fronts.

The first one is in our core business, where signs of a new investment cycle are strengthened in regions where Saipem has a consolidated presence, such as Middle East.

The second one is in energy transition, where Saipem is already active in industrial projects in renewables, biofuels and CO2 capture and it is expanding its technological portfolio through acquisitions, such as Naval Energy in floating wind, and through joint ventures established in green hydrogen sector and, with Versalis, in bioethanol process.

The third front is in Italy, where the NRRP (National Recovery and Resilience Plan) is opening a season of new investments in sustainable infrastructures, in the energy field and in high-speed railways, a sector where Saipem has a significant track record in sections of the national network and where we are presently working on the Brescia-Verona link.

These are opportunities we want to seize to consolidate Saipem's presence worldwide and the role we play in our Country, creating value for the local communities through a sustainable approach across all of our businesses".

Results for the first half of 2021:

• Revenues: €3,200 million (€3,675 million in the first half of 2020)
• Adjusted EBITDA: negative for €266 million (positive for €355 million in the first half of 2020)
• Adjusted net result: loss of €656 million (loss of €132 million in the first half of 2020)
• EBITDA: negative for €389 million (positive for €271 million in the first half of 2020)
• Net result: loss of €779 million (loss of €885 million in the first half of 2020)
• Capital expenditure: €135 million (€195 million in the first half of 2020)
• Net debt inclusive of IFRS 16 lease liabilities: €1,397 million (€1,226 million as at 31 December 2020)
• Net debt pre IFRS 16 as at 30 June 2021: €1,101 million (€872 million as at 31 December 2020)
• New contracts: €4,402 million (€4,837 million in the first half of 2020)
• Backlog: €23,602 million (€22,400 million as at 31 December 2020), amounting to €26,169 million including the non-consolidated companies' backlog (€25,296 million as at 31 December 2020)

Outlook

2021 remains conditioned by the uncertainty resulting from the persistence of the pandemic. In the first half of the year, the health crisis effects on business coupled with issues on a project specific impacting operational performance. The business outlook for 2021 inevitably remains influenced by these events. Outlook for the second half of 2021:

• revenues of between €4.5 and €5 billion
• positive adjusted EBITDA
• capital expenditure expected between €200 and €300 million and
• net debt post-IFRS 16 around €1.6 billion at year end

This scenario does not account for a further and possible deterioration of the macroeconomic and business environment following, for example, the intensification of the Covid-19 epidemic.

Update on Mozambique

On 26 April 2021, Total declared the force majeure on the Mozambique LNG project for safety reasons. Saipem evacuated the site, continued to manage the remaining part of project activities outside of the country, for those not subject to suspension. Furthermore, Saipem assessed, in close cooperation with the client, the measures to preserve the value of the project and to ensure a prompt restart of the works as soon as the safety conditions of the area will be restored. Therefore, no significant contribution is expected from the project in the remainder of 2021, except for the reimbursement of suspension and safety costs already incurred and those to be sustained in future.

As at 30 June 2021, the project remains in the backlog for an amount of approximately €3.6 billion, with a rephasing of project schedule.

Covid-19

During the crisis, the Company continued its commitment to the protection, health and safety of its people, in close relationships with clients and local authorities, in order to ensure the continuity of operations and safety at operational sites, and acting with responsibility towards the local communities.

Our employees' health remains the top priority.

Saipem continues to monitor the persistent emergency crisis and is promoting, on a voluntary basis, the vaccination process of its employees worldwide.

To date, out of a total of around 32,000 employees, operating in more than 60 countries, the percentage of Saipem people who tested positive to Covid-19 has been around 16%, out of which around 280 are still infected and constantly monitored by the company.

Financial Highlights

							(million euro)
Q2 2020	Q1 2021	Q2 2021	Q2 2021 vs Q2 2020 (%)		1H 2020	1H 2021	1H 2021 vs 1H 2020 (%)
1,503	1,618	1,582		5.3 Revenues	3,675	3,200	(12.9)
31	73	(462)		n.s. EBITDA	271	(389)	n.s.
115	88	(354)		n.s. Adjusted EBITDA	355	(266)	n.s.
(534)	(49)	(589)		10.3 Operating result (EBIT)	(711)	(638)	(10.3)
(41)	(34)	(481)		n.s. Adjusted operating result (EBIT)	42	(515)	n.s.
(616)	(120)	(659)		7.0 Net Result	(885)	(779)	(12.0)
(123)	(105)	(551)		n.s. Adjusted net result	(132)	(656)	n.s.
(219)	(184)	65		n.s. Free cash flow	(330)	(119)	(63.9)
901	1,101	1,101		22.2 Net debt pre-IFRS 16 lease liabilities	901	1,101	22.2
1,360	1,448	1,397		2.7 Net debt post-IFRS 16 lease liabilities	1,360	1,397	2.7
136	67	68		(50.0) Capital expenditure	195	135	(30.8)
3,920	1,594	2,808		(28.4) New contracts	4,837	4,402	(9.0)

Revenues and associated profit levels are not consistent over time, as they are influenced not only by market performance but also by climatic conditions and individual project schedules in the Engineering and Construction sector, and by contract expiry and renegotiation timing in the Drilling sector.

Reorganisation: impact on reporting

The results of the XSight Division are not reported separately to the market and are included in the Onshore Engineering & Construction division, as these are still immaterial from a numerical standpoint.

Business update for 2021

Revenues amounted to €3,200 million (€3,675 million in the first half of 2020) and adjusted EBITDA recorded a loss of €266 million, (profit of €355 million in the first half of 2020). The worsening is mainly recorded in the Engineering & Construction sector as commented below in the paragraph "Analysis by business sector".

Project revenues include initial agreed contract price and additional remunerations related to variation orders on project scope of work and requested claims. Variation orders are composed by additional revenues deriving from project contractual works deviations required by the client; Claims are relevant to additional revenues related to additional costs incurred due to reasons born by the client.

The cumulative amount of variations orders and claims (pending revenues) in the Engineering & Construction, determined with reference to the progress of the projects also in previous years, is of €376 million as at 30 June 2021 (€275 million as at 31 December 2020).

The variations orders and claims (pending revenues) are included in the amount of revenues when they present a high probability of recognition in the object and/or in the price, even though there is still no agreement regarding their definition with relevant counterparties. Amounts exceeding €30 million are recognised only if supported by external technical-legal appraisals.

The adjusted net result amounted to a loss of €656 million (a loss of €132 million in the first half of 2020). The negative change recorded in the adjusted operating result, €557 million, and in equity investments, €35 million, is decreased by the improvement in the balance of tax and financial expenses management as well as in the third party interest result for a total of €68 million.

Net result recorded a loss of €779 million (loss of €885 million in the first half of 2020) and, unlike adjusted net profit, was impacted by the following special items:

• provision for expenses amounting to about €75 million for a legal dispute concerning a project already completed, resulting from the periodic legal monitoring of the evolution of the overall disputes;
• costs deriving from the healthcare emergency for about €36 million. This amount includes the costs incurred in the period directly attributable to the Covid-19 pandemic, such as costs for the resources on stand-by, in cases where activities at operating sites and onboard vessels were suspended by the authorities, for the purchase of personal protective equipment and devices in addition to the standard requirements, for sanitising work areas and for the organisation of return charter flights for people;
• reorganization expenses of €12 million.

Adjusted EBIT – EBIT reported reconciliation

					(million euro)
	Offshore E&C	Onshore E&C	Offshore Drilling	Onshore Drilling	Total
Adjusted EBIT	(395)	(105)	14	(29)	(515)
Costs for Covid-19 healthcare emergency	26	3	4	3	36
Restructuring expenses	7	5	-	-	12
Litigation expenses	-	75	-	-	75
Total special items	(33)	(83)	(4)	(3)	(123)
Reported EBIT	(428)	(188)	10	(32)	(638)

In the corresponding period of 2020, the net result recorded a loss of €885 million and was affected by the following special items compared to the adjusted net result:

• write-downs of tangible assets in the Offshore Drilling division of €590 million deriving from the impairment test.

• write-down of tangible assets and related working capital, as well as of the right-of-use of a thirdparty asset for €99 million;

• contingent liabilities of approximately €20 million;

• costs deriving from the healthcare emergency for about €44 million.

Capital expenditure in the first half of 2021, mainly relating to maintenance and upgrading, amounted to €135 million (€195 million in the first half of 2020, including the purchase of the new Saipem Endeaovur vessel), and are broken down as follows:

• €77 million in Offshore Engineering & Construction;
• €5 million in Onshore Engineering & Construction;
• €41 million in Offshore Drilling;
• €12 million in Onshore Drilling.

Net debt as at 30 June 2021, pre IFRS 16 lease liability, amounted to €1,101 million, recording an increase of €229 million compared with 31 December 2020 (€872 million), mainly due to the slowdown of certain ongoing projects and the postponement of the contribution of recently awarded projects. Net debt inclusive of IFRS16 lease liabilities, for €296 million, amounted to €1,397 million.

As at June 30th, 2021, there are bank loan agreements containing financial covenant clauses that provide for compliance with the net debt over EBITDA ratio, recorded annually on the basis of data as at December 31st, not exceeding 3.5 times.

Taking into account the EBITDA value of the first half and the expectations relating to the second half of 2021, the Company intends to promptly examine the most appropriate intervention actions with its lenders.

Backlog

In the first half of 2021 Saipem was awarded new contracts amounting to a total of €4,402 million (€4,837 million in the first half of 2020). The backlog as at 30 June 2021 amounted to €23,602 million (€7,632 million in Offshore Engineering & Construction, €13,877 million in Onshore Engineering & Construction, €477 million in Offshore Drilling and €1,616 million in Onshore Drilling), of which €4,025 million to be executed in 2021. The backlog including non-consolidated companies as at 30 June 2021 amounted to €26,169 million (€7,698 million in Offshore Engineering & Construction, €16,378 million in Onshore Engineering & Construction, €477 million in Offshore Drilling and 1,616 in Onshore Drilling), of which €4,690 million to be realised in 2021.

New Orders after the closing

Saipem has signed an agreement with Eni for the employment of Saipem 10000 drilling vessel in the Mediterranean waters.

The new drilling vessel Santorini, announced to the market on June 29 and joining the fleet in November 2021, will take over the contract currently held by Saipem 10000, for operations in the US sector of the Gulf of Mexico.

Furthermore, an agreement has been signed with Eni Angola for the employment of the semi-submersible Scarabeo 9 for drilling activities on three wells, in addition to three optional wells, offshore Angola.

Recoverable amount of assets

As provided for in the impairment methodology approved by the Board of Directors on 30 June, the expected future cash flows used to estimate the recoverable amount of the individual Cash Generating Units (CGUs ) are based on the best information available and prospects at the date of the review. These forecasts take account of the future expectations of the division managements in relation to the respective reference markets as well as the actual results.

Specifically, according to the methodology detailed in the 2020 Statutory and Consolidated Financial Statements, published on the Saipem website, to which reference is made for more information, the cash flow estimates for the first four years of forecast expressed for the purposes of the impairment test, is based on the Strategic Plan forecasts approved by the Board of Directors.

In monitoring impairment indicators, the Group has considered, among other factors, the relationship between its market capitalisation and net assets.

Specifically, the Group's market capitalisation as at 30 June 2021 was lower than its net assets as of the last reporting period as at 31 March 2021; this situation indicates a potential impairment of goodwill and/or of other assets. Therefore, the impairment test provided for ascertaining the recoverable amount of all the "CGUs".

The impairment test therefore concerned the 15 CGUs represented by: a floating production unit (leased FPSO Cidade de Vitoria), the Offshore Engineering & Construction Division, the Onshore Engineering & Construction Division, excluding the leased FPSO Cidade de Vitoria, the XSIGHT Division, the Onshore Drilling Division and by each of the Offshore Drilling vessels.

The cash flows used for the impairment test are those of the 2021-2024 Strategic Plan (Plan), approved by the Board of Directors in February 2021, appropriately updated by integrating the effects of the most recent assumptions drawn up, as per procedure, by Divisions.

It should be specified that the long-term lease rates of the Offshore Drilling CGUs were redefined using the new updated reports from external sources, normally used by the Division as reference benchmarks.

The CGU use value as at 30 June 2020 was determined by discounting the post-tax cash flows with a discount rate, updated at the assessment date, specific for each business segment.

The discount rates for the CGU cash flows were updated to 30 June 2021 applying the same methodology used for the test performed as at 31 December 2020, as shown in the following table:

(%)	31 December 2020	30 June 2021	∆
Offshore E&C	8.0	8.2	0.2
Onshore E&C	7.8	8.0	0.2
XSIGHT	7.8	8.0	0.2
Leased FPSO	6.3	6.4	0.1
Offshore Drilling	9.7	6.0	(3.7)
Onshore Drilling	7.8	8.1	0.3

As a result of the impairment test as at 30 June 2021, no impairment losses were recorded.

With reference to the Offshore Drilling CGU, sensitivity analyses were also carried out on the weighted average cost of capital (WACC) and on the long-term rates, which represent the values that most significantly affect the test results. Specifically, an increase in the WACC of 1% would not lead to any impairment loss, while as regards the long-term instalments, a 10% reduction in tariffs would result in an impairment loss of €2 million.

***

This press release must be read in conjunction with the Annual Financial Report as at 31 December 2020 and the Consolidated Half-Year Financial Report as at 30 June 2020 of Saipem S.p.A., which are already available on the Company's website (www.saipem.com), under the section "Investor Relations /Financial information".

***

Saipem's Chief Financial Officer, Antonio Paccioretti, in his capacity as manager responsible for the preparation of the Company's financial reports, certifies, pursuant to article 154-bis paragraph 2 of Legislative Decree no. 58/1998, that accounting data corresponds to the Company's documents and accounting books and entries.

Forward-looking data and information must be considered "forward-looking statements" and, therefore, not based on mere historical facts, by their nature have a component of risk and uncertainty, given that they also depend on the occurrence of future events and developments outside the control of the Company, such as: changes in exchange rates, changes in interest rates, volatility in commodity prices, credit risk, liquidity risk, HSE risk, investments in the oil industry and of other industrial sectors, political instability in areas where the Group is present, competitive actions, success in commercial negotiations, the risk of project execution (including those relating to investments in progress), the Covid-19 pandemic (including its impacts on our business, our projects running around the world and our supply chain), as well as changes in the expectations of stakeholders and other changes in business conditions. Actual results could therefore differ materially from the forward-looking statements. The financial reports contain in-depth analyses of some of the aforementioned risks. Forward- looking statements are to be considered in the context of the date of their release.

Conference call and webcast

The results contained in this press release will be illustrated in a conference call and webcast which will be hosted by the CEO Francesco Caio and the CFO Antonio Paccioretti today at 9.00 am CET (8.00 am GMT, 3.00 am EDT, 00.00 am PDT). The conference call can be followed via webcast at www.saipem.com and by clicking on the '1H 2021 results presentation' banner on the home page, or via the following URL: https://edge.media-server.com/mmc/p/oa6zykyx

During the conference call and webcast, a presentation will be given which will be available for download from the webcast window or from the "Investor Relations/Quarterly results and documentation/Reports archive" section on Saipem's website (www.saipem.com) around 30 minutes before the scheduled start time. This presentation will also be available for download from the authorized storage device "eMarketSTORAGE" () and Borsa Italiana SpA (www.borsaitaliana.it).

Saipem is an advanced technological and engineering platform for the design, construction and operation of complex, safe and sustainable infrastructures and plants. Always oriented towards technological innovation, Saipem is today committed to working alongside its customers on the frontier of the energy transition with increasingly digital means, technologies and processes oriented from their conception to environmental sustainability. Listed on the Milan Stock Exchange, it is organised into five business divisions (E&C Offshore, E&C Onshore, Drilling Offshore, Drilling Onshore and XSIGHT for consulting and engineering services in the initial project definition phase) and is present in more than 60 countries worldwide, employs 32,000 employees of 130 different nationalities.

Website: www.saipem.com Switchboard: +39 0244231

Media relations E-mail: media.relations@saipem.com

Investor Relations E-mail: investor.relations@saipem.com

Contact point for retail investors E-mail: segreteria.societaria@saipem.com

Analysis by business sector – Adjusted results:

							(million euro)
Q2 2020	Q1 2021	Q2 2021	Q2 2021 vs Q2 2020 (%)		1H 2020	1H 2021	1H 2021 vs 1H 2020 (%)
659	557	475		(27.9) Revenues	1,485	1,032	(30.5)
(592)	(549)	(754)		27.4 Expenses	(1,312)	(1,303)	(0.7)
67	8	(279)		n.s. Adjusted EBITDA	173	(271)	n.s.
(79)	(60)	(64)		(19.0) Amortisation and depreciation	(156)	(124)	n.s.
(12)	(52)	(343)		n.s. Adjusted operating result	17	(395)	n.s.
10.2	1.4	(58.7)		Adjusted EBITDA %	11.6	(26.3)
(1.8)	(9.3)	(72.2)		Adjusted EBIT %	1.1	(38.3)
853	1,360	1,019		New contracts	1,354	2,379

Offshore Engineering & Construction

Residual backlog as at 30 June 2021: €7,632 million, of which €2,181 million to be realised in 2021.

• Revenues for the first half of 2021 amounted to €1,032 million, down by 30.5% compared with the corresponding period of 2020, mainly attributable to lower volumes developed in Africa and the Middle East, partly offset by the increase in volumes in Europe and America.
• Adjusted EBITDA for the first half of 2021 was negative for €271 million, compared with the positive figure of €173 million in the corresponding period of 2020, equal to 11.6% of revenues. The result is burdened by the afore mentioned operational problems recorded on a wind project in the North Sea and by the lack of contribution of recently acquired contracts replacing projects completed in 2020.
• The most significant awards in the second quarter related to:
  • on behalf of Saudi Aramco, in Saudi Arabia, a new three-year extension of the Long Term Agreement (LTA), the framework agreement concerning engineering, procurement, construction and installation (EPCI) activities for the development of new offshore infrastructures and strengthening of existing ones. In addition, 4 work orders were awarded concerning the upgrading of the existing plants of the Zuluf, Berri and Abu Safah offshore fields and the Ras Tanura terminal;
  • subsequently, on behalf of Saudi Aramco, an additional fifth work order has been awarded, always within the LTA agreement, concerning further development works of the Marjan offshore field;
  • on behalf of Qatargas, in Qatar, the confirmation of the exercise of two options relating to additional works in the framework of the North Field Production Sustainability Offshore project. The activities include the construction of two further collector platforms, two further bridges connecting to the existing wellhead platforms, two corrosion-resistant carbon steel-lined pipelines connecting the wells, as well as the dismantling of the existing pipeline;
  • on behalf of Eni Angola Spa, a new contract for the Early Phase 2 subsea deep water development of the Agogo field in the Block 15/06 West Hub. The activities include the Engineering, Procurement, Construction and Installation of Subsea equipment and infrastructures.

							(million euro)
Q2 2020	Q1 2021	Q2 2021	Q2 2021 vs Q2 2020 (%)		1H 2020	1H 2021	1H 2021 vs 1H 2020 (%)
680	905	938		37.9 Adjusted revenues	1,769	1,843	4.2
(667)	(862)	(1,051)		57.6 Expenses	(1,705)	(1,913)	12.2
13	43	(113)		n.s. Adjusted EBITDA	64	(70)	n.s.
(21)	(18)	(17)		(19.0) Amortisation and depreciation	(41)	(35)	(14.6)
(8)	25	(130)		n.s. Adjusted operating result	23	(105)	n.s.
1.9	4.8	(12.0)		Adjusted EBITDA %	3.6	(3.8)
(1.2)	2.8	(13.9)		Adjusted EBIT %	1.3	(5.7)
2,934	175	1,536		New contracts	3,335	1,711

Onshore Engineering & Construction

Residual backlog as at 30 June 2021: €13,877 million, of which €1,504 million to be realised in 2021.

• Revenues for the first half of 2021 amounted to €1,843 million, up 4.2% compared with the corresponding period of 2020, mainly attributable to the higher volumes achieved in Sub-Saharan Africa, largely offset by the lower volumes developed in the Middle East.
• Adjusted EBITDA for the first half of 2021 was negative for €70 million, compared with the positive figure of €64 million in the corresponding period of 2020, equal to 3.6% of revenues; margins are affected by the suspension of the LNG contract in Mozambique and the extra costs deriving from extension of the execution plan of a project in the Middle East due to the consequences relating to Covid-19.
• The most significant awards in the second quarter related to:
  • on behalf of Petrobras, in a JV with Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co. Ltd (DSME), a contract for the construction of a floating production and storage unit (FPSO), called P-79, for the development of the offshore field of Búzios, in Brazil;
  • on behalf of Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) a new EPC contract for the Optimum Shah Gas Expansion (OSGE) & Gas Gathering project, which involves the engineering, supply of materials, construction and commissioning of additional modules for the expansion and enhancement of the Shah gas plant already active in the United Arab Emirates.

Offshore Drilling

							(million euro)
Q2 2020	Q1 2021	Q2 2021	Q2 2021 vs Q2 2020 (%)		1H 2020	1H 2021	1H 2021 vs 1H 2020 (%)
55	78	89		61.8 Revenues	185	167	(9.7)
(51)	(56)	(66)		29.4 Expenses	(122)	(122)	-
4	22	23		n.s. Adjusted EBITDA	63	45	(28.6)
(22)	(15)	(16)		(27.3) Amortisation and depreciation	(50)	(31)	(38.0)
(18)	7	7		n.s. Adjusted operating result	13	14	7.7
7.3	28.2	25.8		Adjusted EBITDA %	34.1	26.9
(32.7)	9.0	7.9		Adjusted EBIT %	7.0	8.4
27	44	82		New contracts	34	126

Residual backlog as at 30 June 2021: €477 million, of which €152 million to be realised in 2021.

• Revenues for the first half of 2021 amounted to €167 million, down by 9.7% compared with the corresponding period of 2020, mainly due to the lower contribution of the drill ship S10000, in standby rate during the first quarter and the Perro Negro 8 jack-up, inactive during the half-year, only partially offset by the increased operations of the semi-submersible platform Scarabeo 8.
• Adjusted EBITDA for the first half of 2021 amounted to €45 million, equal to 26.9% of revenues, compared with €63 million, equal to 34.1% of revenues, for the same period of 2020.
• The most significant awards in the second quarter related to:
  • on behalf of Wintershall DEA, a contract for the construction of six firm wells plus two optional wells in Norway using the semi-submersible Scarabeo 8;
  • on behalf of Eni, the exercise of two options relating to the semi-submersible Scarabeo 5 for activities in Angola.

Vessel utilization in the first half of 2021 and the impact of programmed maintenance and idle days in 2021 are as follows:

	1H 2021	Year 2021
Vessel	under contract	non-operating		non-operating
	(days)			(days)
Semi-submersible rig Scarabeo 5	181	-		-
Semi-submersible rig Scarabeo 8	165	16	(b)	63 (b)
Semi-submersible platform Scarabeo 9	-	181	(b)	232 (b)
Drillship Saipem 10000	181	-		-
Drillship Saipem 12000	181	-		92 (b)
Jack up Perro Negro 2	-	181	(c)	273 (c)
Jack up Perro Negro 4	181	-		34 (b)
Jack up Perro Negro 5	-	181	(c)	273 (c)
Jack up Perro Negro 7	181	-		71 (a)
Jack up Perro Negro 8	73		108 (a+b)	108 (a+b)
Jack up Pioneer Jindal*	181	-		-
Jack up Sea Lion 7*	181	-		-
Jack up Perro Negro 9*	181	-		-
Tender Assisted Drilling Barge	-	181	(b)	365 (b)

(a) = days on which the vessel underwent/will undergo class reinstatement works and/or preparation works

(b) = days on which the vessel was not/ will not be under contract

(c) = plants intended for divestment according to current legislation (green recycling)

* vessels hired by third parties

Onshore Drilling:

							(million euro)
Q2 2020	Q1 2021	Q2 2021	Q2 2021 vs Q2 2020 (%)		1H 2020	1H 2021	1H 2021 vs 1H 2020 (%)
109	78	80		(26.6) Revenues	236	158	(33.1)
(78)	(63)	(65)		(16.7) Expenses	(181)	(128)	(29.3)
31	15	15		(51.6) Adjusted EBITDA	55	30	(45.5)
(34)	(29)	(30)		(11.8) Amortisation and depreciation	(66)	(59)	(10.6)
(3)	(14)	(15)		n.s. Adjusted operating result	(11)	(29)	n.s.
28.4	19.2	18.8		Adjusted EBITDA %	23.3	19.0
(2.8)	(17.9)	(18.8)		Adjusted EBIT %	(4.7)	(18.4)
106	15	171		New contracts	114	186

Residual backlog as at 30 June 2021: €1,616 million, of which €188 million to be realised in 2021.

• Revenues in the first half of 2021 amounted to €158 million, down 33.1% compared with the corresponding period of 2020, as a result of the lower volumes developed in Saudi Arabia.
• Adjusted EBITDA for the first half of 2021 amounted to €30 million, equal to 19.0% of revenues, a decrease compared to €55 million, equal to 23.3% of revenues, for the same period of 2020.
• The most significant acquisitions during the second quarter mainly concern extensions of contracts in Saudi Arabia with a term of 10 years and 5 years and a new contract in Colombia with a term of 4 years.

Operating activity recorded an average use of rigs equal to 44.6% (64.5% in the corresponding period of 2020) which drops to 35.4% (51.3% in the corresponding period of 2020) if the Venezuelan rigs are included. The latter are totally depreciated systems and considered, given the current conditions, not suitable for use.

The highest utilisation rate was recorded in the region referring to Europe, the Middle East and Africa where the operating fleet recorded 55% of days sold. The number of rigs present in the region as at 30 June 2021 was 36 (as well as in the corresponding period of 2020). In addition, 1 unit owned by third parties was used in the Congo.

In Latin America, the average utilisation rate was recorded at 32% (33.8% in the corresponding period of 2020) which drops to 20.4% (21.6% in the corresponding period of 2020) considering the Venezuelan plants. The number of rigs present in the region as at 30 June 2021 was 30 (the same as in the corresponding period of 2020) without including the 17 plants in Venezuela.

Attachments:

• reclassified consolidated balance sheet, reclassified consolidated income statements by nature and function of expenses and reclassified statement of cash flow

		(million euro)
	31 December	30 June
	2020	2021
Net tangible assets	3,284	3,242
Right-of-Use assets	288	265
Intangible assets	701	698
	4,273	4,205
Equity investments	140	99
Non-current assets	4,413	4,304
Net current assets	(2)	(537)
Employee benefits	(237)	(215)
Assets available for disposal	-	-
EMPLOYED CAPITAL, NET	4,174	3,552
Equity	2,923	2,130
Non-controlling interests	25	25
Net financial debt pre-IFRS 16 lease liabilities	872	1,101
Lease liabilities	354	296
Net debt	1,226	1,397
FUNDING	4,174	3,552
Leverage post IFRS16 (net debt/shareholders' equity including minority interest)	0.42	0.65
SHARES ISSUED AND OUTSTANDING	1,010,977,439	1,010,977,439

RECLASSIFIED CONSOLIDATED BALANCE SHEET

					(million euro)
				1H
Q2 2020	Q1 2021	Q2 2021		2020	2021
1,503	1,618		1,582 Core business revenue	3,675	3,200
1	1		1 Revenue and other income	2	2
(1,066)	(1,155)		(1,598) Purchases, services and other costs	(2,550)	(2,753)
2	(3)		(47) Net reversals of impairment losses (impairment losses) on trade receivables and other assets	(5)	(50)
(409)	(388)		(400) Personnel expenses	(851)	(788)
31	73		(462) GROSS OPERATING PROFIT (LOSS)	271	(389)
(565)	(122)		(127) Depreciation, amortisation and impairment losses	(982)	(249)
(534)	(49)		(589) OPERATING PROFIT (LOSS)	(711)	(638)
(35)	(31)		(25) Finance expense	(95)	(56)
18	(10)		(15) Income (loss) from investments	10	(25)
(551)	(90)		(629) PROFIT (LOSS) BEFORE TAXES	(796)	(719)
(52)	(30)		(30) Income taxes	(74)	(60)
(603)	(120)		(659) PROFIT (LOSS) BEFORE NON-CONTROLLING INTERESTS	(870)	(779)
(13)	-		- Loss attributable to non-controlling interests	(15)	-
(616)	(120)		(659) NET PROFIT (LOSS)	(885)	(779)
(51)	2		(532) CASH FLOW (net result + depreciation and amortization)	97	(530)

CONSOLIDATED INCOME STATEMENT RECLASSIFIED BY NATURE OF EXPENSES

				(million euro)
Q2 2020	Q1 2021	Q2 2021		1H
				2020	2021
1,503	1,618		1,582 Core business revenue	3,675	3,200
(1,849)	(1,505)		(2,018) Production costs	(4,022)	(3,523)
(106)	(79)		(57) Idle costs	(188)	(136)
(40)	(38)		(47) Selling expenses	(82)	(85)
(8)	(7)		(8) Research and development expenses	(15)	(15)
(2)	1		3 Other operating income (expenses), net	(2)	4
(502)	(10)		(545) CONTRIBUTION FROM OPERATIONS	(634)	(555)
(32)	(39)		(44) General and administrative expenses	(77)	(83)
(534)	(49)		(589) OPERATING PROFIT (LOSS)	(711)	(638)
(35)	(31)		(25) Finance expense	(95)	(56)
18	(10)		(15) Income (loss) from investments	10	(25)
(551)	(90)		(629) PROFIT (LOSS) BEFORE TAXES	(796)	(719)
(52)	(30)		(30) Income taxes	(74)	(60)
(603)	(120)		(659) PROFIT (LOSS) BEFORE NON-CONTROLLING INTERESTS	(870)	(779)
(13)	-		- Loss attributable to non-controlling interests	(15)	-
(616)	(120)		(659) NET PROFIT (LOSS)	(885)	(779)
(51)	2		(532) CASH FLOW (net result + depreciation and amortization)	97	(530)

CONSOLIDATED INCOME STATEMENT RECLASSIFIED BY FUNCTION OF EXPENSES

RECLASSIFIED CASH FLOW STATEMENT

				(million euro)
Q2 2020	Q1 2021	Q2 2021		1H
				2020	2021
(616)	(120)	(659)	Net profit (loss) for the period	(885)	(779)
13	–	-	Non-controlling interests	15	-
			adjustments:
587	99	390	Depreciation, amortization and other non-monetary items	1,008	489
(68)	(98)	402	Changes in working capital related to operations	(274)	304
(84)	(119)	133	Net cash flow from operations	(136)	14
(136)	(67)	(68)	Capital expenditure	(195)	(135)
-	–	-	Investments in equity, consolidated subsidiaries and businesses	-	-
1	2	-	Disposals	1	2
(219)	(184)	65	Free cash flow	(330)	(119)
-	–	-	Treasury shares repurchased	(16)	-
-	-	-	Share capital increase net of expenses	-	-
(10)	(26)	-	Cash flow from capital and reserves	(10)	(26)
(44)	(21)	(64)	Repayment of lease liabilities	(78)	(85)
4	2	(1)	Exchange differences on net borrowings and other changes	5	1
(269)	(229)	-	Change in net debt before lease liabilities	(429)	(229)
131	7	51	Change in lease liabilities	151	58
(138)	(222)	51	Change in net debt	(278)	(171)
1,222	1,226	1,448	Net debt at beginning of period	1,082	1,226
1,360	1,448	1,397	Net debt at end of period	1,360	1,397