Attività
Il Gruppo Saipem è un contractor (costruttore) operante nel settore oil & gas (petrolio e gasnaturale) in aree remote e in acque profonde ed è leader nella fornitura di servizi di ingegneria, di procurement, di project management (gestione dei progetti) e di costruzione, con capacità di progettazione ed esecuzione di contratti offshore (ambienti marini) e onshore (terra ferma), anche ad alto contenuto tecnologico quali la valorizzazione del gas naturale e degli oli pesanti, gas e oli difficili anche in aree remote e acque profonde.
Particolari competenze di Saipem sono la capacità di trovare soluzioni in ambienti remoti e/o estremi.
Saipem è organizzata in due unità di business
- Engineering & Construction (progettazione e costruzione);
- Drilling (perforazioni).
Attività offshore
Le attività di Saipem nel settore offshore comprende
- piattaforme,
- terminali marini,
- condotte (28.000 km di condotte e flowline in acque più o meno profonde grazie ad una flotta all’avanguardia)
- sviluppo di campi in acque profonde, grazie all’utilizzo di sottomarini e alcuni robot specificamente attrezzati per portare a termine complesse operazioni di posa in acque profonde, ispezioni remote, e attività di manutenzione
- FPSO (Floating Production Storage and Offloading: sistema galleggiante di produzione, stoccaggio e trasbordo).
Saipem si occupa delle fasi di un progetto EPIC (Engeneering, Procurement. Installation, Construction) ovvero dai primi studi di ingegneria, fino alla costruzione di grandi strutture e condotte in vari tipologie di condizione climatica, dalle aree artiche ai fondali marini profondi.
Attività onshore
Per quanto riguarda le attività onshore (a seguito dell’acquisizione, nel corso degli ultimi anni, di varie società di ingegneria tra le quali Snamprogetti), Saipem è diventata una società di ingegneria e costruzione, al servizio prevalente dei mercati dell’oil & gas, della raffinazione e della petrolchimica e di vari altri settori industriali – ambiente, infrastrutture, terminali marini, ecc. offrendo servizi di definizione ed esecuzione del progetto, rivolta particolarmente ai grandi progetti, agli studi di fattibilità e di Front End, alla progettazione, all’ingegneria, agli approvvigionamenti e alla costruzione principalmente nei seguenti ambiti::
- produzione e processo upstream per olio e gas
- gas naturale liquefatto e rigassificazione
- condotte a terra
- raffinazione olio
- valorizzazione del gas in prodotti chimici (sintesi chimica di derivati da gas naturale)
- power (produzione energia elettrica)
- opere marine ed infrastrutture (i.e. porti, ponti, linee ferroviarie ecc)
- energie rinnovabili e opere ambientali (i.e. bonifiche, decontaminazioni)
La tabella seguente riassume l’incidenza delle suddette attività sui risultati complessivi dei periodo:
| 6M 2016 | Ricavi | EBITDA | EBIT | |||||
| meur | % | meur | % | meur | % | |||
| Engineering & Construction offshore | 3,071 | 58.2% | 329 | 56.5% | 204 | 86.1% | ||
| Engineering & Construction onshore | 1,427 | 27.1% | 20 | 3.4% | 1 | 0.4% | ||
| Drilling offshore | 487 | 9.2% | 237 | 40.7% | 126 | 53.2% | ||
| Drilling onshore | 290 | 5.5% | -4 | -0.7% | -94 | -39.7% | ||
| Totale | 5,275 | 100% | 582 | 100% | 237 | 100% | ||
Per una spiegazione degli indicatori di bilancio (MOL, EBITDA, EBIT, PFN ecc.) si prega di fare riferimento alla legenda indicata nel menu in alto a sinistra)
Portafoglio ordini
Analogamente il portafoglio è così ripartito:
| 6M 2016 | Ordini acquisiti | Ordini in essere | |||
| meur | % | meur | % | ||
| Engineering & Construction offshore | 2,158 | 64.8% | 6,605 | 47.5% | |
| Engineering & Construction onshore | 990 | 29.7% | 4,864 | 35.0% | |
| Drilling offshore | 63 | 1.9% | 1,586 | 11.4% | |
| Drilling onshore | 117 | 3.5% | 844 | 6.1% | |
| Altro / elisioni | 0 | 0.0% | 0 | 0.0% | |
| Totale | 3,328 | 100% | 13,899 | 100% | |
Il medesimo portafoglio per area geografica è esposto nella tabella sottostante::
| Portafoglio ordini | Ordini acquisiti | Ordini in essere | |||
| meur | % | meur | % | ||
| Italia | 674 | 29.9% | 996 | 7.2% | |
| Resto Europa | 196 | 5.9% | 463 | 3.3% | |
| CSI | 1,371 | 41.2% | 2,105 | 15.1% | |
| Estremo Oriente | 133 | 4.0% | 220 | 1.6% | |
| Medio Oriene | 479 | 14.4% | 5,195 | 37.4% | |
| Africa settentrionale | 54 | 1.6% | 8 | 0.1% | |
| Resto Africa | 239 | 7.2% | 3,811 | 27.4% | |
| Americhe | 182 | 5.5% | 1,101 | 7.9% | |
| Totale | 3,328 | 109.7% | 13,899 | 100.0% | |
Strategia
La strategia 2016-19 presentata nel mese di ottobre 2015 è basata sulle seguenti linee:
Rafforzamento della struttura patrimoniale tramite un aumento di capitale in opzione per un importo fino a meur 3.500, con completamento previsto nel 1° trimestre del 2016;
- impegno irrevocabile di Eni a esercitare i propri diritti (oggi pari ca. 43% dell’aumento di capitale complessivo); impegno irrevocabile del Fondo Strategico Italiano a esercitare i propri diritti subordinatamente al completamento dell’acquisizione di una partecipazione pari a circa il 12,5% del capitale sociale di Saipem da Eni;
- impegno di pre-garanzia con primarie istituzioni finanziarie per la sottoscrizione di azioni di nuova emissione eventualmente inoptate, a condizioni in linea con la prassi di mercato; Da non
- operazione nel suo complesso finalizzata alla riduzione della leva finanziaria netta dal 4,6x previsto a fine 2015 all’1,7x su base pro forma1;
- indebitamento lordo residuo, pari a meur 3.20 alla chiusura dell’operazione, da rifinanziare tramite nuove linee di credito messe a disposizione da un consorzio di banche.
- rating pubblico provvisorio atteso “investment grade”
Modello di business più efficiente, incentrato sui punti di forza di Saipem:
- “Fit for the future”: obiettivo di riduzione dei costi cumulati per il periodo 2015-17 incrementato a meur 1.500 da meur 1.300,;
- focalizzazione sul core business, identificate opportunità di dismissione;
- crescita attesa del margine operativo (EBIT) da circa 5,5% nel 2016 a un oltre 7,5% nel periodo di piano.
Riduzione del profilo di rischio:
- approfondita revisione dei processi commerciali e della gestione del rischio;
- rifocalizzazione del business mix su attività a maggiore valore aggiunto.
Politica finanziaria bilanciata:
- investimenti inferiori a meur 600 all’anno nel 2016 e nel 2017;
- gestione del capitale circolante: contributo positivo al flusso di cassa dal 2016;
- indebitamento netto inferiore a meur 1.500 entro il 2016 e inferiore a meur 1.000 entro il 2017;
- credit rating “investment grade” come obiettivo primario.
Analisi dei ricavi
L’andamento dei ricavi consolidati del periodo è il seguente:
| Ricavi | 6M 2016 | 6M 2015 | Differenza | |||||
| meur | % | meur | % | meur | % | |||
| Engineering & Construction offshore | 3,071 | 58.2% | 3,388 | 63.1% | -317 | -9.4% | ||
| Engineering & Construction onshore | 1,427 | 27.1% | 1,048 | 19.5% | 379 | 36.2% | ||
| Drilling offshore | 487 | 9.2% | 538 | 10.0% | -51 | -9.5% | ||
| Drilling onshore | 290 | 5.5% | 399 | 7.4% | -109 | -27.3% | ||
| Totale | 5,275 | 100% | 5,373 | 100% | -98 | -1.8% | ||
Engineering & Construction offshore
La riduzione dei ricavi è riconducibile principalmente ai minori volumi registrati in Medio Oriente, in Australia e Russia, in buona parte compensati dai maggiori volumi sviluppati in Azerbaijan e Kazakhstan.
Engineering & Construction onshore
I ricavi aumentano rispetto al corrispondente periodo del 2015 che era stato caratterizzato dalla svalutazione di “pending revenues” di vari contratti in Nord America, Australia e Africa Occidentale. Maggiori volumi di attività si sono registrati in Medio Oriente.
Drilling offshore
I ricavi presentano un decremento per effetto
- dei minori ricavi registrati dalla nave di perforazione Saipem 12000, a causa della chiusura anticipata del contratto;
- dei minori ricavi registrati dalla piattaforma semisommegibile Scarabeo 6, interessata da lavori di rimessa in classe nel primo trimestre e inattiva nel secondo trimestre,
- dalle piattaforme semisommergibili Scarabeo 3 e Scarabeo 4, operative per buona parte del primo semestre del 2015, la prima inattiva nel corrente semestre e la seconda ceduta per la rottamazione a fine 2015.
Il decremento è stato in minima parte compensato dai maggiori ricavi derivanti dalla piena attività della nave di perforazione Saipem 10000 e dei mezzi di perforazione autosollevanti Perro Negro 2 e Perro Negro 8, interessati da lavori di approntamento nel corrispondente periodo del 2015.
Drilling onshore
Il decremento dei ricavi è riconducibile principalmente alla ridotta attività in Sud America per i gravi effetti della crisi del mercato petrolifero sulle economie dell’area
Nuovi ordini
Per quanto riguarda i nuovi ordii l’evoluzione è indicata nella tabella seguente:
| nuovi ordini | 6M 2016 | 6M 2015 | Differenza | |||||
| meur | % | meur | % | meur | % | |||
| Engineering & Construction offshore | 2,158.0 | 64.8% | 2,742.0 | 78.3% | -584 | -21.3% | ||
| Engineering & Construction onshore | 990.0 | 29.7% | 431.0 | 12.3% | 559 | 129.7% | ||
| Drilling offshore | 63.0 | 1.9% | 189.0 | 5.4% | -126 | -66.7% | ||
| Drilling onshore | 117.0 | 3.5% | 138.0 | 3.9% | -21 | -15.2% | ||
| Totale | 3,328.0 | 100.0% | 3,500.0 | 100.0% | -172 | -4.9% | ||
Engineering & Construction offshore
Tra le principali acquisizioni del secondo trimestre si segnalano:
- per conto di BP, la call-off 007 all’interno dell’accordo quadro per attività relative al progetto T&I Shah Deniz 2, che prevede servizi di trasporto e installazione di jacket e topside, sistemi di produzione e strutture sottomarine per lo sviluppo della Fase 2 del campo Shah Deniz;
- per conto di Trans Adriatic Pipeline AG, un contratto EPCI all’interno del progetto Trans Adriatic Pipeline, che ha come oggetto l’istallazione di una condotta per il trasporto del gas tra Albania e Italia attraverso il Mare Adriatico;
- per conto di Statoil, nell’ambito del progetto Hywind Scotland, un contratto per le operazioni di sollevamento e montaggio di turbine eoliche offshore galleggianti;
- lavori aggiuntivi relativi all’istallazione nel Mar Caspio di condotte per il trasporto di fluidi multifase.:
Drilling offshore
Tra le principali acquisizioni del secondo trimestre si segnalano:
- per conto di Eni, un contratto per la realizzazione di un pozzo nell’offshore portoghese a partire dal terzo trimestre dell’esercizio;
- per Eni Norge, l’estensione fino ad ottobre 2017 del contratto di utilizzo del semisommergibile ultra deep water Scarabeo 8 per operazioni nell’area sub artica del mare di Barents
Drilling onshore
Le acquisizioni del secondo trimestre includono contratti con vari clienti per l’utilizzo di impianti in Sud America, Arabia Saudita, Kazakhstan e Marocco
Da un punto di vista geografico tutti i suddetti nuovi ordini sono così dislocati:
| nuovi ordini | 6M 2016 | 6M 2015 | Differenza | |||||
| meur | % | meur | % | meur | % | |||
| Italia | 674 | 20.3% | 136.0 | 3.9% | 538 | 395.6% | ||
| Resto Europa | 196 | 5.9% | 145.0 | 4.1% | 51 | 35.2% | ||
| CSI | 1,371 | 41.2% | 1,663.0 | 47.5% | -292 | -17.6% | ||
| Estremo Oriente | 133 | 4.0% | 43.0 | 1.2% | 90 | 209.3% | ||
| Medio Oriente | 479 | 14.4% | 700.0 | 20.0% | -221 | -31.6% | ||
| Africa settentrionale | 54 | 1.6% | 32.0 | 0.9% | 22 | 68.8% | ||
| Africa occidentale e resto Africa | 239 | 7.2% | 468.0 | 13.4% | -229 | -48.9% | ||
| Americhe | 182 | 5.5% | 313.0 | 8.9% | -131 | -41.9% | ||
| Totale | 3,328 | 100.0% | 3,500.0 | 100.0% | -172 | -4.9% | ||
Portafoglio ordini complessivo
Alla luce di quanto sopra l’evoluzione del portafoglio ordini è il seguente
| Portafoglio ordini | 6M 2016 | 6M 2015 | Differenza | |||||
| meur | % | meur | % | meur | % | |||
| Engineering & Construction offshore | 6,605 | 47.5% | 9,283.0 | 48.8% | -2,678 | -28.8% | ||
| Engineering & Construction onshore | 4,864 | 35.0% | 6,086.0 | 32.0% | -1,222 | -20.1% | ||
| Drilling offshore | 1,586 | 11.4% | 2,547.0 | 13.4% | -961 | -37.7% | ||
| Drilling onshore | 844 | 6.1% | 1,102.0 | 5.8% | -258 | -23.4% | ||
| Totale | 13,899 | 100.0% | 19,018.0 | 100.0% | -5,119 | -26.9% | ||
Analogamente a quanto sopra si riporta la ripartizione geografica del suddetto portafoglio:
| Portafoglio ordini | 6M 2016 | 6M 2015 | Differenza | |||||
| meur | % | meur | % | meur | % | |||
| Italia | 996 | 7.2% | 613.0 | 3.2% | 383 | 62.5% | ||
| Resto Europa | 463 | 3.3% | 784.0 | 4.1% | -321 | -40.9% | ||
| CSI | 2,105 | 15.1% | 3,519.0 | 18.5% | -1,414 | -40.2% | ||
| Estremo Oriente | 220 | 1.6% | 841.0 | 4.4% | -621 | -73.8% | ||
| Medio Oriente | 5,195 | 37.4% | 5,215.0 | 27.4% | -20 | -0.4% | ||
| Africa settentrionale | 8 | 0.1% | 37.0 | 0.2% | -29 | -78.4% | ||
| Africa occidentale e resto Africa | 3,811 | 27.4% | 5,835.0 | 30.7% | -2,024 | -34.7% | ||
| Americhe | 1,101 | 7.9% | 2,174.0 | 11.4% | -1,073 | -49.4% | ||
| Totale | 13,899 | 100.0% | 19,018.0 | 100.0% | -5,119 | -26.9% | ||
la tabella seguente mostra la parte del portafoglio da completare entro il 2016:
| Portafoglio ordini | entro il 2015 | |
| meur | % | |
| Engineering & Construction offshore | 1,848.0 | 28.0% |
| Engineering & Construction onshore | 1,234.0 | 25.4% |
| Drilling offshore | 318.0 | 20.1% |
| Drilling onshore | 157.0 | 18.6% |
| Totale | 3,557.0 | 25.6% |
Analisi della redditività
L’andamento del conto economico consolidato del periodo è sintetizzato nel seguente prospetto:
| Conto economico | 6M 2016 | 6M 2015 | Differenza | ||||||
| meur | % | meur | % | meur | % | ||||
| Totale ricavi | 5,277 | 100.0% | 5,373 | 100.0% | -96 | -1.8% | |||
| Ricavi gestione caratteristica | 5,275 | 100.0% | 5,373 | 100.0% | -98 | -1.8% | |||
| Altri ricavi | 2 | 0.0% | 0 | 0.0% | 2 | #DIV/0! | |||
| Totale costi operativi | -4,695 | -89.0% | -5,570 | -103.7% | 875 | -15.7% | |||
| Acquisti, prestazioni e servizi | -3,746 | -71.0% | -4,349 | -80.9% | 603 | -13.9% | |||
| Personale | -949 | -18.0% | -1,221 | -22.7% | 272 | -22.3% | |||
| EBITDA | 582 | 11.0% | -197 | -3.7% | 779 | -395.4% | |||
| Ammortamenti e svalutazioni | -345 | -6.5% | -593 | -11.0% | 248 | -41.8% | |||
| EBIT | 237 | 4.5% | -790 | -14.7% | 1,027 | 130.0% | |||
| Gestione finanziaria | -61 | -1.2% | -103 | -1.9% | 42 | -40.8% | |||
| Imposte sul reddito | -120 | -2.3% | -13 | -0.2% | -107 | 823.1% | |||
| Utile netto | 56 | 1.1% | -906 | -16.9% | 962 | 106.2% | |||
Analisi dell’EBITDA
Più in dettaglio la tabella seguente mostra l’evoluzione dell‘EBITDA consolidato e delle singole business unit
| EBITDA | 6M 2016 | 6M 2015 | Differenza | ||||||
| meur | % | meur | % | meur | % | ||||
| Engineering & Construction offshore | 329 | 56.5% | 196 | -99.5% | 133 | 67.9% | |||
| % ricavi | 10.7% | 5.8% | |||||||
| Engineering & Construction onshore | 20 | 3.4% | -687 | 348.7% | 707 | 102.9% | |||
| % ricavi | 1.4% | -65.6% | |||||||
| Drilling offshore | 237 | 40.7% | 264 | -134.0% | -27 | -10.2% | |||
| % ricavi | 48.7% | 49.1% | |||||||
| Drilling onshore | -4 | -0.7% | 30 | -15.2% | -34 | -113.3% | |||
| % ricavi | -1.4% | 7.5% | |||||||
| Totale | 582 | 100% | -197 | 100% | 779 | -395% | |||
| % ricavi | 11.0% | -3.7% | |||||||
Analisi dell’EBIT
Analogamente si riporta la ripartizione dell’EBIT:
| Risultato operativo (EBIT) | 6M 2016 | 6M 2015 | Differenza | ||||||
| meur | % | meur | % | meur | % | ||||
| Engineering & Construction offshore | 204 | n.s. | -114 | n.s. | 318 | n.s. | |||
| % ricavi | 6.6% | -3.4% | |||||||
| Engineering & Construction onshore | 1 | n.s. | -758 | n.s. | 759 | 100.1% | |||
| % ricavi | 0.1% | -72.3% | |||||||
| Drilling offshore | 126 | n.s. | 140 | n.s. | -14 | -10.0% | |||
| % ricavi | 25.9% | 26.0% | |||||||
| Drilling onshore | -94 | n.s. | -58 | n.s. | -36 | 62.1% | |||
| % ricavi | -32.4% | -14.5% | |||||||
| Totale | 237 | n.s. | -790 | n.s. | 1,027 | -130% | |||
| % ricavi | 4.5% | -14.7% | |||||||
Engineering & Construction offshore
Il miglioramento è ascrivibile principalmente al maggior contributo dei progetti in esecuzione in Kazakhstan e in Azerbaijan.
L’EBIT include anche la svalutazione di alcuni mezzi navali e di un cantiere di fabbricazione, per un totale di meur 150.
Engineering & Construction onshore
LEBIT del primo semestre del 2016 comprende anche a svalutazione di un cantiere di fabbricazione per meur 50.
Drilling offshore
Il risultato operativo diminuisce per effetto del minore contributo dei mezzi inattivi o interessati da lavori di manutenzione nel periodo; il peggioramento registrato è stato in parte compensato dal maggior contributo delle piattaforme semisommergibili Scarabeo 7 e Scarabeo 8
Drilling onshore
Il risultato operativo del primo semestre del 2016 è negativo per effetto dell’incremento di costi di inattività dei mezzi in Sud America e di una svalutazione di crediti scaduti per meur 87o (meur 100 nel corrispondente periodo del 2015).
Struttura finanziaria
Lo stato patrimoniale consolidato al 30 giugno 2016 può essere così rappresentato:
| ATTIVO | meur | % | PASSIVO | meur | % | |
| Totale immobilizzazioni | 8,485.0 | 51.9% | Fondi permanenti | 11,026.0 | 67.5% | |
| Mezzi propri | 7,100.0 | 43.4% | ||||
| Passività non correnti | 3,926.0 | 16.0% | ||||
| Attivi correnti e finanziari | 7,861.0 | 48.1% | Passività a breve | 5,320.0 | 32.5% | |
| Totale Attivo | 16,346.0 | 100.0% | Totale passività | 16,346.0 | 100.0% |
Analogamente al 31 dicembre 2015 lo stato patrimoniale era così composto:
| ATTIVO | meur | % | PASSIVO | meur | % | |
| Totale immobilizzazioni | 8,755.0 | 53.6% | Fondi permanenti | 6,861.0 | 42.0% | |
| Mezzi propri | 3,519.0 | 21.6% | ||||
| Passività non correnti | 3,342.0 | 20.5% | ||||
| Attivi correnti e finanziari | 7,564.0 | 46.4% | Passività a breve | 9,458.0 | 58.0% | |
| Totale Attivo | 16,319.0 | 100.0% | Totale passività | 16,319.0 | 100.0% |
L’indebitamento finanziario o netto al 30 giugno 2016 era pari a meur 1.970 (meur 5.390 al 31 dicembre 2015)
Outlook
Le tempistiche di acquisizione di nuovi progetti differite rispetto alle attese, nonché le variazioni nei piani di esecuzione di alcuni progetti, determinano una revisione della guidance 2016:
- ricavi: eur 10,5 miliardi;
- utile operativo (EBIT) adjusted: meur 600;
- utile netto adjusted: meur 250;
- Investimenti tecnici: meur 400;
- debito netto: eur 1,5 miliardi
Fattori sensibili / di rischio
Nell’annual report 2015 il gruppo dentifica i seguenti fattori in grado di incidere sui risultati consolidati:
Andamento dei procedimenti giudiziari in essere della Società
Rapporti con i partner strategici (creazione di joint ventures locali e Internazionali responsabilità solidale ecc)
Abilità nella negoziazione dei contratti
Protezione dell’informazione
Correttezza dei comportamenti die dipendenti o di terzi
Situazione politica, sociale ed economica dei Paesi in cui opera il Gruppo
Ritenzione del personale chiave e del personale specializzato
Corretto funzionamento agli asset strategici, in particolare
- mezzi navali specializzati,
- yard di fabbricazione
- base logistiche
Volatilità dei risultati economico-finanziari del Gruppo sulla base dei corrispettivi pattuiti in relazione allo stato di avanzamento dei lavori
Valutazione dei costi nella determinazione del prezzo di offerta per contratti anche poliennali
Escussione delle garanzie
Rapporti con le organizzazioni sindacali
Andamento del prezzo del petrolio
Grado di competitività, del settore
Andamento della domanda e delle relazioni con i clienti (tempistiche di negoziazione, rinnovi dei contratti, condizioni economiche dei medesimi)
Evoluzione tecnologica
Normativa e regolamentazione del settore di attività in cui Saipem opera
Tutela della salute, della sicurezza e dell’ambiente
Efficienze della supply chain (fornitori)
Ottenimento e rinnovo di permessi, licenze e autorizzazioni
Tutela della proprietà intellettuale
Coperture assicurative
- corporate (per danni subiti o provocati)
- rischi derivanti dai singoli progetti
