Attività
Saipem spa e la capogruppo del gruppo Saipem che 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).
Sommario
Attività offshore
Le attività di Saipem nel settore offshore comprende
- 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)
Floaters
La Business Unit fornisce strutture galleggianti, per
- produzione di petrolio,
- stoccaggio di petrolio
- trasbordo di petrolio
- liquefazione del gas naturale;
Offre servizi inclusi
- servizi di ingegneria (architettura di progetto e FEED -Front-End Engineering Design)
- ingegneria e procurement per grosse strutture galleggianti,
- la fabbricazione e integrazione di moduli,
- la connessione offshore,
- la gestione e manutenzione di unità galleggianti.
La tabella seguente riassume l’incidenza delle suddette attività sui risultati complessivi dei periodo:
| 6M 2017 | Ricavi | EBITDA | EBIT | |||||
| meur | % | meur | % | meur | % | |||
| Engineering & Construction offshore | 2,020 | 44.0% | 260 | 55.0% | 188 | 72.3% | ||
| Floaters | 338 | 7.4% | -21 | -4.4% | -45 | -17.3% | ||
| Engineering & Construction onshore | 1,662 | 36.2% | 38 | 8.0% | 34 | 13.1% | ||
| Drilling offshore | 323 | 7.0% | 144 | 30.4% | 96 | 36.9% | ||
| Drilling onshore | 247 | 5.4% | 52 | 11.0% | -13 | -5.0% | ||
| Totale | 4,590 | 100% | 473 | 100% | 260 | 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 2017 | Ordini acquisiti | Ordini in essere | |||
| meur | % | meur | % | ||
| Engineering & Construction offshore | 1,345 | 64.4% | 4,513 | 38.5% | |
| Floaters | 166 | 8.0% | 1,788 | 15.3% | |
| Engineering & Construction onshore | 278 | 13.3% | 3,232 | 27.6% | |
| Drilling offshore | 253 | 12.1% | 1,171 | 10.0% | |
| Drilling onshore | 46 | 2.2% | 1,013 | 8.6% | |
| Totale | 0 | 0.0% | 0 | 0.0% | |
| Totale | 2,088 | 36% | 11,717 | 61% | |
Il medesimo portafoglio per area geografica è esposto nella tabella sottostante::
| Portfoglio ordiini | Ordini acquisiti | Ordini in essere | |||
| meur | % | meur | % | ||
| Italia | 46 | 31.5% | 657 | 5.6% | |
| Resto Europa | 155 | 7.4% | 387 | 3.3% | |
| CSI | 385 | 18.4% | 1,617 | 13.8% | |
| Estremo Oriente | 161 | 7.7% | 997 | 8.5% | |
| Medio Oriene | 299 | 14.3% | 4,135 | 35.3% | |
| Africa settentrionale | 139 | 6.7% | 446 | 3.8% | |
| Resto Africa | 626 | 30.0% | 2,584 | 22.1% | |
| Americhe | 277 | 13.3% | 894 | 7.6% | |
| Totale | 2,088 | 129.3% | 11,717 | 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 2017 | 6M 2016 | Differenza | |||||
| meur | % | meur | % | meur | % | |||
| Engineering & Construction offshore | 2,020 | 44.0% | 2,534 | 48.0% | -514 | -20.3% | ||
| Floaters | 338 | 7.4% | 531 | 10.1% | -193 | -36.3% | ||
| Engineering & Construction onshore | 1,662 | 36.2% | 1,433 | 27.2% | 229 | 16.0% | ||
| Drilling offshore | 323 | 7.0% | 487 | 9.2% | -164 | -33.7% | ||
| Drilling onshore | 247 | 5.4% | 290 | 5.5% | -43 | -14.8% | ||
| Totale | 4,590 | 100% | 5,275 | 100% | -685 | -13.0% | ||
le dinamiche sono di seguito illustrate:
Engineering & Construction: Offshore
La riduzione è riconducibile principalmente ai
- minori volumi registrati in Kazakhstan, in America Centro Sud,
in parte compensati dai
- maggiori volumi sviluppati in Africa del Nord.
Floaters
Il calo è dovuto principalmente ai minori volumi registrati in Africa Occidentale.
Engineering & Construction: Onshore
La crescita è riconducibile principalmente a
- maggiori volumi registrati in Medio ed Estremo Oriente e Kazakhstan,
in parte compensati dai
- minori volumi nelle Americhe.
Drilling: Offshore
La riduzione dei ricavi è causata dai minori ricavi dei seguenti mezzi:
- piattaforma semisommergibile Scarabeo 9, interessata da lavori di rimessa in classe nel primo trimestre,
- piattaforma semisommergibile Scarabeo 7, per lla temporanea applicazione della rata contrattuale di stand by,
- mancato contributo nel dei mezzi di perforazione autosollevanti
- Perro Negro 2
- Perro Negro 3
- attualmente senza contratto e svalutati interamente al 31 dicembre 2016.
Il decremento è stato solo in minima parte compensato dai
- piena attività dal mezzo di perforazione autosollevante Perro Negro 5, interessato da lavori nel primo trimestre 2016.
Drilling: Onshore
lIl calo è dovuto principalmente a una ridotta attività in Sud America.
Nuovi ordini
Il valore degli ordini acquisiti nel periodo da ciascuna business unit è riportato nel prospetto sottostante:
| Nuovi ordini | 6M 2017 | 6M 2016 | Differenza | |||||
| meur | % | meur | % | meur | % | |||
| Engineering & Construction offshore | 1,345.0 | 64.4% | 2,145.0 | 64.5% | -800 | -37.3% | ||
| Floaters | 166.0 | 8.0% | 7.0 | 0.2% | 159 | 2271.4% | ||
| Engineering & Construction onshore | 278.0 | 13.3% | 996.0 | 29.9% | -718 | -72.1% | ||
| Drilling offshore | 253.0 | 12.1% | 63.0 | 1.9% | 190 | 301.6% | ||
| Drilling onshore | 46.0 | 2.2% | 117.0 | 3.5% | -71 | -60.7% | ||
| Totale | 2,088 | 100.0% | 3,328 | 100.0% | -1,240 | -37.3% | ||
In particolare, di seguito si riportano le acquisizioni più significative del secondo trimestre::
Engineering & Construction: Offshore
Cliente ExxonMobil
contratto EPIC per le attività di
- ingegneria,
- approvvigionamento,
- costruzione,
- istallazione
di
- risers,
- flowline,
- strutture associate e
- collegamenti
per lo sviluppo del campo Liza situato a 120 miglia al largo delle coste della Guyana, ad una profondità di 1.800 metri.
Il contratto prevede inoltre le attività: di trasporto e installazione di
- ombelicali,
- fondamenta
- collettori
per pozzi e impianti di iniezione di acqua e gas;
Cliente BP
Smantellamento dei topside e jacket della piattaforma Miller; in Mar del Nord.
Ciente Saudi Arammo
In Arabia Saudita, nell’ambito del Long Term Agreement fino al 2021:
- progettazione
- ingegneria
- approvvigionamento
- costruzione
- installazione
di 19 jackets per lo sviluppo dei campi Marjan, Zuluf, Berri, Hasbah e Safaniya.
Floaters
Cliente: Sonangol P&P: estensione per tre anni più un anno opzionale dell’impiego, in Angola, dell’unità FPSO Gimboa, inclusivi di
- servizi di gestione e manutenzione,
- personale
- materiali di consumo
Drilling: Offshore
Cliente Eni
Perforazione in Mozambico, per la durata di 15 mesi, conla nave di perforazione Saipem 12000; Linizio dei lavori è previsto nel 2019
Cliente Eni
Perforazione di due pozzi offshore a Cipro con la nave di perforazione Saipem 12000; L’inizio dei lavori è previsto nel quarto trimestre del 2017-
Cliente riservato
Perforazione di un pozzo, più un altro opzionale, nel Mar Nero con la piattaforma semisommergibile Scarabeo 9.
Da un punto di vista geografico le acquisizioni sono così dislocate:
| Nuovi ordini | 6M 2017 | 6M 2016 | Differenza | |||||
| meur | % | meur | % | meur | % | |||
| Italia | 46 | 2.2% | 674 | 20.3% | -628 | -93.2% | ||
| Resto Europa | 155 | 7.4% | 196 | 5.9% | -41 | -20.9% | ||
| CSI | 385 | 18.4% | 1,371 | 41.2% | -986 | -71.9% | ||
| Estremo Oriente | 161 | 7.7% | 133 | 4.0% | 28 | 21.1% | ||
| Medio Oriente | 299 | 14.3% | 479 | 14.4% | -180 | -37.6% | ||
| Africa settentrionale | 139 | 6.7% | 54 | 1.6% | 85 | 157.4% | ||
| Africa occidentale e resto Africa | 626 | 30.0% | 239 | 7.2% | 387 | 161.9% | ||
| Americhe | 277 | 13.3% | 182 | 5.5% | 95 | 52.2% | ||
| Totale | 2,088 | 100.0% | 3,328.0 | 100.0% | -1,240 | -37.3% | ||
Portafoglio ordini in essere
Pertanto il portafoglio di ordini in essere è il seguente
| Portafoglio ordini | Tottale | da completare entro il 2017 | |||
| meur | % | meur | % | ||
| Engineering & Construction offshore | 4,513 | 38.5% | 1,604.0 | 35.5% | |
| Floaters | 1,788 | 15.3% | 388.0 | 21.7% | |
| Engineering & Construction onshore | 3,232 | 27.6% | 1,281.0 | 39.6% | |
| Drilling offshore | 1,171 | 10.0% | 276.0 | 23.6% | |
| Drilling onshore | 1,013 | 8.6% | 228.0 | 22.5% | |
| Totale | 11,717 | 100.0% | 3,777 | 32.2% | |
Analogamente a quanto visto per i nuovi ordini si riporta la ripartizione geografica del portafoglio in essere:
| Portafoglio ordini | 6M 2017 | 6M 2016 | Differenza | |||||
| meur | % | meur | % | meur | % | |||
| Italia | 657 | 5.6% | 996 | 7.2% | -339 | -34.0% | ||
| Resto Europa | 387 | 3.3% | 463 | 3.3% | -76 | -16.4% | ||
| CSI | 1,617 | 13.8% | 2,105 | 15.1% | -488 | -23.2% | ||
| Estremo Oriente | 997 | 8.5% | 220 | 1.6% | 777 | 353.2% | ||
| Medio Oriente | 4,135 | 35.3% | 5,195 | 37.4% | -1,060 | -20.4% | ||
| Africa settentrionale | 446 | 3.8% | 8 | 0.1% | 438 | 5475.0% | ||
| Africa occidentale e resto Africa | 2,584 | 22.1% | 3,811 | 27.4% | -1,227 | -32.2% | ||
| Americhe | 894 | 7.6% | 1,101 | 7.9% | -207 | -18.8% | ||
| Totale | 11,717 | 100.0% | 13,899.0 | 100.0% | -2,182 | -15.7% | ||
Analisi della redditività
L’andamento del conto economico consolidato del periodo è sintetizzato nel seguente prospetto:
| Conto economico | 6M 2017 | 6M 2016 | Differenza | ||||||
| meur | % | meur | % | meur | % | ||||
| Totale ricavi | 4,592 | 100.0% | 5,277 | 100.0% | -685 | -13.0% | |||
| Ricavi gestione caratteristica | 4,590 | 100.0% | 5,275 | 100.0% | -685 | -13.0% | |||
| Altri ricavi | 2 | 0.0% | 2 | 0.0% | 0 | 0.0% | |||
| Totale costi operativi | -4,119 | -89.7% | -4,695 | -89.0% | 576 | -12.3% | |||
| Acquisti, prestazioni e servizi | -3,265 | -71.1% | -3,746 | -71.0% | 481 | -12.8% | |||
| Personale | -854 | -18.6% | -949 | -18.0% | 95 | -10.0% | |||
| EBITDA | 473 | 10.3% | 582 | 11.0% | -109 | -18.7% | |||
| Ammortamenti e svalutazioni | -349 | -7.6% | -345 | -6.5% | -4 | 1.2% | |||
| EBIT | 124 | 2.7% | 237 | 4.5% | -113 | 47.7% | |||
| Gestione finanziaria | -113 | -2.5% | -61 | -1.2% | -52 | 85.2% | |||
| Imposte sul reddito | -110 | -2.4% | -120 | -2.3% | 10 | -8.3% | |||
| Utile netto | -99 | -2.2% | 56 | 1.1% | -155 | 276.8% | |||
Analisi dell’EBITDA
Il contributo di ciascuna business unit all’EBITDA consolidto è indicato nella tbella sottostante:
| EBITDA | 6M 2017 | 6M 2016 | Differenza | ||||||
| meur | % | meur | % | meur | % | ||||
| Engineering & Construction offshore | 260 | 55.0% | 318 | 54.6% | -58 | -18.2% | |||
| % ricavi | 12.9% | 12.5% | |||||||
| Floaters | -21 | -4.4% | 10 | 1.7% | -31 | -310.0% | |||
| % ricavi | -6.2% | 1.9% | |||||||
| Engineering & Construction onshore | 38 | 8.0% | 21 | 3.6% | 17 | -81.0% | |||
| % ricavi | 2.3% | 1.5% | |||||||
| Drilling offshore | 144 | 30.4% | 237 | 40.7% | -93 | -39.2% | |||
| % ricavi | 44.6% | 48.7% | |||||||
| Drilling onshore | 52 | 11.0% | -4 | -0.7% | 56 | n.s. | |||
| % ricavi | 21.1% | -1.4% | |||||||
| Totale | 473 | 100% | 582 | 100% | -109 | -19% | |||
| % ricavi | 10.3% | 11.0% | |||||||
Il dato è inferiore per i seguenti fattori:
Engineering & Construction: Offshore
Il calo è dovuto alla riduzione di volumi.
L’incremento percentuale è riconducibile ai seguenti fattori:
- efficienza operativa
- minore inattività dei mezzi.
Floaters
Il peggioramento è dovuto principalmente all’ incremento di costi di costruzione di un progetto in Africa Occidentale.
Drilling: Offshore
Il calo è dovuto ai minori impegni contrattuali della flotta,
Analisi dell’EBIT
Analogamente a quanto sopra si riporta l’evoluzione dell’EBIT
| EBIT | 6M 2017 | 6M 2016 | Differenza | ||||||
| meur | % | meur | % | meur | % | ||||
| Engineering & Construction offshore | 172 | 138.7% | 217 | 91.6% | -45 | -20.7% | |||
| % ricavi | 8.5% | 8.6% | |||||||
| Floaters | -76 | -55.9% | -14 | -16.1% | -62 | 442.9% | |||
| % ricavi | -22.5% | -2.6% | |||||||
| Engineering & Construction onshore | 23 | 18.5% | 2 | 0.8% | 21 | ###### | |||
| % ricavi | 1.4% | 0.1% | |||||||
| Drilling offshore | 20 | 16.1% | 126 | 53.2% | -106 | -84.1% | |||
| % ricavi | 6.2% | 25.9% | |||||||
| Drilling onshore | -15 | -12.1% | -94 | -39.7% | 79 | -84.0% | |||
| % ricavi | -6.1% | -32.4% | |||||||
| Totale | 124 | 105% | 237 | 90% | -113 | -48% | |||
| % ricavi | 2.7% | #DIV/0! | |||||||
Struttura finanziaria
Lo stato patrimoniale consolidato al 30 giugno 2017 può essere così rappresentato:
| ATTIVO | meur | % | PASSIVO | meur | % | |
| Totale immobilizzazioni | 6,196.0 | 46.0% | Fondi permanenti | 8,344.0 | 62.0% | |
| Mezzi propri | 4,845.0 | 36.0% | ||||
| Passività non correnti | 3,499.0 | 16.0% | ||||
| Attivi correnti e finanziari | 7,263.0 | 54.0% | Passività a breve | 5,115.0 | 38.0% | |
| Totale Attivo | 13,459.0 | 100.0% | Totale passività | 13,459.0 | 100.0% |
Analogamente al 31 dicembre 2016 lo stato patrimoniale era così composto:
| ATTIVO | meur | % | PASSIVO | meur | % | |
| Totale immobilizzazioni | 6,500.0 | 45.5% | Fondi permanenti | 8,615.0 | 60.3% | |
| Mezzi propri | 4,885.0 | 34.2% | ||||
| Passività non correnti | 3,730.0 | 26.1% | ||||
| Attivi correnti e finanziari | 7,786.0 | 54.5% | Passività a breve | 5,671.0 | 39.7% | |
| Totale Attivo | 14,286.0 | 100.0% | Totale passività | 14,286.0 | 100.0% |
L’indebitamento nettoal 30 giugno 2017 era pari a meur 1.504 (meur 1.450 al 31 dicembre 2016)
Outlook
Il management rivede la guidance per l’anno in corso come segue:
- ricavi: eur 9,5 miliardi. In precedenza la guidance indicava ricavi a eur 10 miliardi
- EBITDA: eur 1 miliardo
- debito netto: eur 1,4 miliardi
- investimenti. < meur 400
Le ottime performance operative, in particolare nell’E&C Offshore, consentono di mantenere invariata la guidance di EBITDA nonostante l’abbassamento della stima sui ricavi.
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
