Saipem spa analisi dati bilancio 2017

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).

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:

12M 2017	Ricavi			EBITDA			EBIT
	meur	%		meur	%		meur	%
Engineering & Construction offshore	3.692	41,0%		530	61,5%		334	265,1%
Floaters	674	7,5%		-2	-0,2%		-69	-54,8%
Engineering & Construction onshore	3.530	39,2%		-47	-5,5%		-77	-61,1%
Drilling offshore	613	6,8%		307	35,6%		63	50,0%
Drilling onshore	490	5,4%		74	8,6%		-125	-99,2%
Totale	8.999	100%		862	100%		126	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:

12M 2017	Ordini acquisiti			Ordini in essere
	meur	%		meur	%
Engineering & Construction offshore	3.404	46,0%		4.644	37,6%
Floaters	256	3,5%		1.542	12,5%
Engineering & Construction onshore	3.310	44,7%		4.396	35,6%
Drilling offshore	303	4,1%		931	7,5%
Drilling onshore	126	1,7%		850	6,9%
Totale	7.399	54%		12.363	62%

Il medesimo portafoglio per area geografica è esposto nella tabella sottostante::

12M 2017	Ricavi			Ordini acquisiti			Ordini in essere
	meur	%		meur	%		meur	%
Italia	428	4,8%		57	6,0%		444	3,6%
Resto Europa	415	4,6%		340	4,6%		297	2,4%
CSI	1.053	11,7%		1.010	13,7%		1.759	14,2%
Estremo Oriente	3.063	34,0%		218	2,9%		790	6,4%
Medio Oriene	579	6,4%		2.539	34,3%		4.561	36,9%
Africa settentrionale	1.143	12,7%		1.051	14,2%		1.352	10,9%
Resto Africa	1.842	20,5%		1.491	20,2%		2.013	16,3%
Americhe	476	5,3%		693	9,4%		1.147	9,3%
Totale	8.999	100,0%		7.399	105,2%		12.363	100,0%

Strategia

La strategia 2016-19 presentata nel mese di ottobre 2015 è basata sulle seguenti linee:

Rafforzamento della struttura patrimoniale

• 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	12M 2017			12M 2016			Differenza
	meur	%		meur	%		meur	%
Engineering & Construction offshore	3.692	41,0%		4.652	46,6%		-960	-20,6%
Floaters	674	7,5%		1.023	10,3%		-349	-34,1%
Engineering & Construction onshore	3.530	39,2%		2.855	28,6%		675	23,6%
Drilling offshore	613	6,8%		903	9,1%		-290	-32,1%
Drilling onshore	490	5,4%		543	5,4%		-53	-9,8%
Totale	8.999	100%		9.976	100%		-977	-9,8%

Engineering & Construction Offshore

I ricavi subiscono una riduzione riconducibile principalmente

• ai minori volumi registrati
  • in Kazakhstan e
  • in America Centro Sud,

in parte compensati dai

• maggiori volumi sviluppati
  • in Africa del Nord e
  • in Medio Oriente

Nel quarto trimestre del 2017 i ricavi sono in forte contrazione rispetto ai trimestri precedenti,per

• fattori di stagionalità
• slittamenti di attività, precedentemente programmate entro l’anno, al 2018.

Floaters

Il decremento è riconducibile ai minori volumi registrati in Africa Occidentale

Engineering & Construction Onshore

I ricavi aumentano grazie,

• ai maggiori volumi di attività registrati in

• Medio Oriente
• Estremo Oriente
• Kazakhstan,

in parte compensati

• da minori volumi nelle Americhe.

Offshore Drilling

Il calo sconta l’effetto principalmente dei minori ricavi registrati

• dalla piattaforma semisommergibile Scarabeo 9, interessata da lavori di rimessa in classe nel primo trimestre,
• dalla piattaforma semisommergibile Scarabeo 7, per la temporanea applicazione della rata contrattuale di stand by
• dall’assenza di attività nell’intero esercizio dei mezzi di perforazione autosollevanti
  • Perro Negro 2
  • Perro Negro 3
• dalla piattaforma semisommergibile Scarabeo 5 ne l secondo semestre,

Onshore Drilling:

I ricavi diminuiscono principalmente per la ulteriore diminuzione di attività in Sud America.

Analisi dei ricavi per area geografica

Da un punto di vista geografico i ricavi stati così dislocati

Ricavi	12M 2017			12M 2016			Differenza
	meur	%		meur	%		meur	%
Italia	428	89,9%		338,0	35,4%		90	26,6%
Resto Europa	415	87,2%		749,0	78,5%		-334	-44,6%
CSI	1.053	221,2%		2.626,0	275,3%		-1.573	-59,9%
Medio Oriente	3.063	643,5%		2.104,0	220,5%		959	45,6%
Estremo Oriente	579	121,6%		545,0	57,1%		34	6,2%
Africa settentrionale	1.143	240,1%		452,0	47,4%		691	152,9%
Africa occidentale e resto Africa	1842	387,0%		2.208,0	231,4%		-366	-16,6%
Americhe	476	100,0%		954,0	100,0%		-478	-50,1%
Totale	8.999	1890,5%		9.976,0	1045,7%		-977	-9,8%

Nuovi ordini

Gli ordini acquisiti nel periodo sono di seguito illustrati

Nuovi ordini	12M 2017			12M 2016			Differenza
	meur	%		meur	%		meur	%
Engineering & Construction offshore	3.404,0	46,0%		5.274,0	63,2%		-1.870	-35,5%
Floaters	256,0	3,5%		31,0	0,4%		225	725,8%
Engineering & Construction onshore	3.310,0	44,7%		2.170,0	26,0%		1.140	52,5%
Drilling offshore	303,0	4,1%		134,0	1,6%		169	126,1%
Drilling onshore	126,0	1,7%		740,0	8,9%		-614	-83,0%
Totale	7.399	100,0%		8.349	100,0%		-950	-11,4%

Engineering & Construction Offshore

Tra le principali acquisizioni del quarto trimestre si segnalano:

• per conto Saudi Aramco, un contratto in Arabia Saudita, nell’ambito del Long Term Agreement valido fino al 2021. Lo scopo del lavoro del contratto comprende
  • attività EPC di una condotta off shore in sostituzione di quella esistente
  • altre attività finalizzate all’upgrade dell’impianto di iniezione di acqua di Manifa;
• per conto Eni Angola, ordini per lo sviluppo del campo sottomarino Vandumbu in acque profonde;
• per conto Dragados Offshore de Mexico SA un contratto nel Golfo del Messico per
  • il trasporto e
  • l’installazione

della piattaforma di compressione CA-KU-A1.

Engineering & Construction Onshore

Tra le principali acquisizioni del quarto trimestre si segnalano:

• per conto Saudi Aramco, l’ampliamento dell’impianto di trattamento di gas di Hawaiyahn ella penisola arabica;
• per conto Caitan un contratto per lo sviluppo di un impianto di dissalazione e trasporto dell’acqua in Cile. Il progetto fornirà acqua desalinizzata alla miniera Spence situata a 1.710 metri sul livello del mare. Lo scopo del lavoro comprende anche la realizzazione di
  • tre stazioni di pompaggio e
  • degli annessi sistemi di controllo e manutenzione;
• per conto Pemex vari contratti per
  • una unità della raffineria General Lazaro Cardenas del Minatitlan,
  • cinque unita della raffineria Francesco I a Madero
  • una unità della raffineria Miguel Hidalgo situato a Tula ìn Messico.

Offshore Drilling

Tra le principali acquisizioni del quarto trimestre si segnalano:

• per conto Eni, un contratto r di perforazione in Mozambico, per la durata di 15 mesi, dal 2019
• per conto Eni, un contratto per la perforazione di due pozzi nell’offshore di Cipro
• un contratto per la perforazione di un pozzo, più un altro opzionale, nel Mar Nero. Il progetto prevede la realizzazione di alcune modifiche all’impianto per rendere possibile l’attraversamento dello stretto del Bosforo;
• per conto A/S Norske Shell
  • un contratto per la perforazione di un pozzo
  • un altro opzionale nell’offshore norvegese,
• per conto NDC (National Drilling Company) un contratto per le attività di perforazione nel Golfo Arabico

Onshore Drilling:

Le acquisizioni più rilevanti nel corso del quarto trimestre riguardano contratti stipulati con diversi clienti in

• Kazakhstan,
• Romania,
• Argentina
• Bolivia.

Le acquisizioni del periodo sono così dislocate geograficamente

Nuovi ordini	12M 2017			12M 2016			Differenza
	meur	%		meur	%		meur	%
Italia	57	0,8%		703	8,4%		-646	-91,9%
Resto Europa	340	4,6%		593	7,1%		-253	-42,7%
CSI	1.010	13,7%		2.000	24,0%		-990	-49,5%
Estremo Oriente	218	2,9%		1.272	15,2%		-1.054	-82,9%
Medio Oriente	2.539	34,3%		1.753	21,0%		786	44,8%
Africa settentrionale	1.051	14,2%		1.181	14,1%		-130	-11,0%
Africa occidentale e resto Africa	1491	20,2%		437	5,2%		1.054	241,2%
Americhe	693	9,4%		410	4,9%		283	69,0%
Totale	7.399	100,0%		8.349,0	100,0%		-950	-11,4%

Portafoglio ordini

Pertanto il portafoglio degli ordini in essere è così composto

Portafoglio ordini	12M 2017			12M 2016			Differenza
	meur	%		meur	%		meur	%
Engineering & Construction offshore	4.644	37,6%		5.188,0	36,5%		-544	-10,5%
Floaters	1.542	12,5%		1.960	13,8%		-418	-21,3%
Engineering & Construction onshore	4.396	35,6%		4.616,0	32,5%		-220	-4,8%
Drilling offshore	931	7,5%		1.241,0	8,7%		-310	-25,0%
Drilling onshore	850	6,9%		1.214,0	8,5%		-364	-30,0%
Totale	12.363	100,0%		14.219	100,0%		-1.856	-13,1%

Analogamente a quanto sopra si riporta la ripartizione geografica del medesimo

Portafoglio ordini	12M 2017			12M 2016			Differenza
	meur	%		meur	%		meur	%
Italia	444	3,6%		822	5,8%		-378	-46,0%
Resto Europa	297	2,4%		461	3,2%		-164	-35,6%
CSI	1.759	14,2%		1.788	12,6%		-29	-1,6%
Estremo Oriente	790	6,4%		1.149	8,1%		-359	-31,2%
Medio Oriente	4.561	36,9%		5.371	37,8%		-810	-15,1%
Africa settentrionale	1.352	10,9%		854	6,0%		498	58,3%
Africa occidentale e resto Africa	2.013	16,3%		2.846	20,0%		-833	-29,3%
Americhe	1.147	9,3%		928	6,5%		219	23,6%
Totale	12.363	100,0%		14.219,0	100,0%		-1.856	-13,1%

Infine si espone il dettaglio della parte da completare entro l’esercizio 2018

Portafoglio ordini	entro il 2018
	meur	%
Engineering & Construction offshore	2.863,0	61,6%
Floaters	538,0	34,9%
Engineering & Construction onshore	2.129,0	48,4%
Drilling offshore	409,0	43,9%
Drilling onshore	428,0	50,4%
Totale	6.367,0	51,5%

 

Analisi della redditività

L’andamento del conto economico consolidato del periodo è sintetizzato nel seguente prospetto:

Conto economico		12M 2017			12M 2016			Differenza
		meur	%		meur	%		meur	%
Totale ricavi		9.038	100,4%		10.010	100,3%		-972	-9,7%
Ricavi gestione caratteristica		8.999	100,0%		9.976	100,0%		-977	-9,8%
Altri ricavi		39	0,4%		34	0,3%		5	14,7%
Totale costi operativi		-8.176	-90,9%		-9.101	-91,2%		925	-10,2%
Acquisti, prestazioni e servizi		-6.558	-72,9%		-7.319	-73,4%		761	-10,4%
Personale		-1.618	-18,0%		-1.782	-17,9%		164	-9,2%
EBITDA		862	9,6%		909	9,1%		-47	-5,2%
Ammortamenti e svalutazioni		-736	-8,2%		-2.408	-24,1%		1.672	-69,4%
EBIT		126	1,4%		-1.499	-15,0%		1.625	108,4%
Gestione finanziaria		-232	-2,6%		-136	-1,4%		-96	70,6%
Imposte sul reddito		-201	-2,2%		-445	-4,5%		244	-54,8%
Utile netto		-307	-3,4%		-2.080	-20,9%		1.773	85,2%

Analisi dell’EBITDA

Più in dettaglio la tabella sottostante mostra il contributo di ciascuna BU all’EBTDA consolidato

EBITDA		12M 2017			12M 2016			Differenza
		meur	%		meur	%		meur	%
Engineering & Construction offshore		530	61,5%		678	74,6%		-148	-21,8%
% ricavi		14,4%			14,6%
Floaters		-2	-0,2%		-97	-10,7%		95	-97,9%
% ricavi		-0,3%			-9,5%
Engineering & Construction onshore		-47	-5,5%		-46	-5,1%		-1	-2,2%
% ricavi		-1,3%			-1,6%
Drilling offshore		307	35,6%		422	46,4%		-115	-27,3%
% ricavi		50,1%			46,7%
Drilling onshore		74	8,6%		-48	-5,3%		122	-254,2%
% ricavi		15,1%			-8,8%
Totale		862	100%		909	100%		-47	-5%
% ricavi		9,6%			9,1%

Engineering & Construction Offshore

La flessione dei ricavi, è stata parzialmente compensata

• dall’efficienza operativa nonché
• dal maggiore utilizzo della flotta.

Floaters

Il miglioramento è dovuto a un progetto in Africa Occidentale, che nel 2016 aveva registrato una previsione di incremento dei costi di costruzione.

Engineering & Construction Onshore

L’andamento è penalizzato principalmente dalla sentenza sfavorevole dell’arbitrato LPG in Algeria.

Offshore Drilling

La riduzione dell’ attività, è parzialmente compensata dalle misure di ottimizzazione dei costi implementate.

Onshore Drilling:

L’EBITDA cresce nonostante

• il minor contributo degli impianti in Sud America, nonché
• i costi di start up dei nuovi progetti in Kuwait e Argentina.

 

Analisi dell’EBIT

Analogamente a quanto sopra si riporta l’andamnto dell’EBIT per business unit

EBIT		12M 2017			12M 2016			Differenza
		meur	%		meur	%		meur	%
Engineering & Construction offshore		334	265,1%		212	-14,1%		122	57,5%
% ricavi		16,5%			8,4%
Floaters		-69	#DIV/0!		-222	#DIV/0!		153	-68,9%
% ricavi		-20,4%			-41,8%
Engineering & Construction onshore		-77	-61,1%		-140	9,3%		63	45,0%
% ricavi		-4,6%			-9,8%
Drilling offshore		63	50,0%		-968	64,6%		1.031	-106,5%
% ricavi		19,5%			-198,8%
Drilling onshore		-125	-99,2%		-381	25,4%		256	-67,2%
% ricavi		-50,6%			-131,4%
Totale		126	#DIV/0!		-1.499	#DIV/0!		1.625	-108%
% ricavi		2,7%			-28,4%

 

Struttura finanziaria

Lo stato patrimoniale consolidato al 30 giugno 2017 può essere così rappresentato:

ATTIVO	meur	%		PASSIVO	meur	%
Totale immobilizzazioni	5.847,0	46,4%		Fondi permanenti	8.103,0	64,4%
				Mezzi propri	4.599,0	36,5%
				Passività non correnti	3.504,0	16,0%
Attivi correnti e finanziari	6.743,0	53,6%		Passività a breve	4.487,0	35,6%
Totale Attivo	12.590,0	100,0%		Totale passività	12.590,0	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 finanziario netto

• al 31 dicembre 2017 era pari a meur 1.296
• al 31 dicembre 2016 era pari a meur 1.450

 

Outlook

Contesto

Il 2018 è previsto essere contraddistinto da una ripresa ancora debole.

La recente crescita del prezzo del petrolio non ha, al momento, determinato una decisa accelerazione dei programmi di investimento delle Oil Companies, sebbene si noti qualche segnale positivo in alcuni segmenti di attività

Guidance 2018

Il management per l’esercizio in corso si attende i seguenti risultati_

• Ricavi: meur 8.000
• EBITDA adjusted: > 10%
• Investimenti tecnici: meur 300
• Debito netto: meur1.100

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

 

Saipem spa analisi dati bilancio 2017